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a UNIVERSIDAD DE JAÉN Escuela Politécnica Superior de Linares
Trabajo Fin de Grado
Proyecto y estudio de
instalación fotovoltaica mediante bomba sumergida
destinada al riego del olivar.
Alumno: Antonio Martín Sierra
Tutor: Prof. D. Manuel Ortega Armenteros Depto.: Ingeniería Eléctrica
Febrero, 2017
Mes, Año
2
3
UNIVERSIDAD DE JAÉN Escuela Politécnica Superior de Linares
Trabajo Fin de Grado
“Proyecto y estudio de instalación fotovoltaica mediante bomba
sumergida destinada al riego del olivar”.
Alumno: Antonio Martín Sierra
Tutor: Prof. D. Manuel Ortega Armenteros Depto.: Ingeniería Eléctrica
Fdo. Alumno: Antonio Martín Sierra Fdo. D. Manuel Ortega Armenteros.
VºBº a la defensa del TFG.
Febrero, 2017
4
ÍNDICE GENERAL
1. DOCUMENTO 1. MEMORIA.............................................................................7
1.1. MEMORIA DESCRIPTIVA……………………………………..…….…….…9
1.1.1. DENOMINACIÓN DEL PROYECTO……………………………….……….……9
1.1.2. EMPLAZAMIENTO………………………………………………………….……12
1.1.3. NORMATIVA Y REGLAMENTACIÓN APLICABLE…………………………..14
1.1.4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Y SUS CARACTERÍSTICAS………...…14
1.1.5. TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA APLICADA…………………………………43
1.2. JUSTIFICACIÓN DE LAS SOLUCIONES ADOPTADAS……..…………49
1.2.1. VALORACIÓN DE LAS OPCIONES PROPUESTAS………………….……..49
1.2.2. COMPARATIVA ECONÓMICA………………………………………….………51
1.2.3. COMPARATIVA ENERGÉTICA……………………………..………………….53
1.2.4. COMPARATIVA MEDIOAMBIENTAL………………………………………….55
1.3. CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS...............................................................60
1.3.1. BOMBA SUMERGIBLE…………………………………………………..………62
1.3.2. PLACAS FOTOVOLTAICAS……………………………………………...……..68
1.3.3. VARIADOR………………………………………………………………….…….70
…
1.3.4. PROTECCIONES ELÉCTRICAS………………………………………...……..73
1.3.5. ALMACENAMIENTO……………………………………………………………..74
2. DOCUMENTO 2. PLANOS Y ESQUEMAS DE LA INSTALACIÓN...............76
5
3. DOCUMENTO 3. PLIEGO DE CONDICIONES...............................................88
3.1. OBJETO………………………………………………..…………………..91
3.2. GENERALIDADES……………………………………………..…………91
3.3. APLICACIÓN DEL PROYECTO…………………………………..…….92
3.4. ORGANIZACIÓN DE LA OBRA…………………………………………92
3.5. DEFINICIONES……………………………………………………………94
3.6. DISEÑO…………………………………………………………………….98
3.7. COMPONENTES Y MATERIALES UTILIZADOS……………………..99
3.8. PRUEBAS DE PUESTA EN FUNCIONAMIENTO…………………...104
3.9. CONTRATO DE MANTENIMIENTO…………………………………..105
4. DOCUMENTO 4. ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL.............................108
4.1. OBJETO, FINALIDAD Y DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD…......110
4.2. MAQUINARIA, EQUIPOS Y PROCESOS…………………………….111
4.3. MATERIALES EMPLEADOS………………………........……………..113
4.4. RIESGOS AMBIENTALES Y SU CORRECCIÓN……………………114
4.5. CONCLUSIÓN DEL ANÁLISIS…………………………………...……118
5. DOCUMENTO 5: ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD.............................119
5.1. DURANTE LA INSTALACIÓN………………………………………….121
5.2. REVISIÓN DEL EQUIPO………………………………………...……..121
5.3. EQUIPO DE PROTECCIÓN……………………………………..……..122
5.4. NORMAS GENERALES………………………………………...………123
6
5.5. RECOMENDACIONES PARA LA INSTALACIÓN DE LA BOMBA
SUMERGIDA……………………………………………………..………124
5.6. PRECAUCIONES EN LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA………..……125
6. DOCUMENTO 6: PRESUPUESTO……………………………………………..128
6.1. PERFORACIÓN…………………………………………………..……..130
6.2. BOMBA SUMERGIBLE…………………………………………………131
6.3. INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA………………………………..…….132
6.4. ALMACENAMIENTO DE AGUA……………………………………….133
6.5. PRESUPUESTO TOTAL………………………………………………..134
6.6. CONCLUSIONES FINALES……………………………………………135
6.7. BIBLIOGRAFÍA……………………………………………….………….136
7
DOCUMENTO 1
MEMORIA
8
ÍNDICE
1. DOCUMENTO 1: MEMORIA………………………………………………………..7
1.1. MEMORIA DESCRIPTIVA………………………………………………………..9
1.1.1. DENOMINACIÓN DEL PROYECTO............................................................9
1.1.1.1. Preámbulo.......................................................................................9
1.1.1.2. Finalidad de la instalación...............................................................9
1.1.1.3. Objetivos.......................................................................................10
1.1.1.4. Descripción de la instalación.........................................................10
1.1.2. EMPLAZAMIENTO...........................................................................12
1.1.3. NORMATIVA Y REGLAMENTACIÓN APLICABLE..........................14
1.1.4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Y SUS CARACTERÍSTICAS.....14
1.1.4.1. Sondeo y perforación....................................................................15
1.1.4.2. Bomba sumergible........................................................................15
1.1.4.3. Placas fotovoltaicas......................................................................19
1.1.4.4. Variador de corriente.....................................................................21
1.1.4.5. Almacenamiento de agua.............................................................28
1.1.4.6. Instalación eléctrica......................................................................30
1.1.4.7. Estructura soporte paneles solares..............................................33
1.1.5. TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA APLICADA...................................43
9
1. DOCUMENTO 1: MEMORIA.
1.1. MEMORIA DESCRIPTIVA.
1.1.1. DENOMINACIÓN DEL PROYECTO.
Realización de una instalación de bombeo solar fotovoltaica destinada al riego del
olivar, acompañada de un estudio sobre la viabilidad del proyecto respecto a otras opciones
existentes.
Tanto la perforación como el embalse así como toda su instalación hidráulica
pertenecen a otras competencias ajenas a las eléctricas pero al formar parte de esta
instalación, se aporta toda la información al respecto para que el proyecto se considere
completo y para que este documento sea de utilidad para el supuesto cliente.
El agua extraída del subsuelo será destinada únicamente para uso agrícola. La
instalación se ha basado en un estudio hidrogeológico real como análisis a la viabilidad de
la explotación realizada por el gabinete geológico de la Diputación Provincial de Granada
con el fin de obtener la oportuna autorización de puesta en servicio de dicha instalación.
1.1.1.1. Preámbulo.
Una vez superadas todas las asignaturas del Grado de Ingeniería Eléctrica como
estudiante de la Escuela Politécnica Superior de Linares, me dispongo a realizar este
Trabajo Fin de Grado con el objetivo de concluir mi etapa como universitario.
Para ello he contado con la dirección y supervisión del Profesor D. Manuel Ortega
Armenteros del Departamento de Ingeniería Eléctrica de esta escuela al que quiero
expresar mi agradecimiento, así como al resto del personal docente a mi paso por estas
instalaciones.
1.1.1.2. Finalidad de la instalación.
Mediante este TFG pretendemos poner en practica conocimientos adquiridos en el
Grado de Ingeniería Eléctrica principalmente, pero además queremos dar un enfoque
práctico mediante el que demostrar que la instalación realizada no solo puede ser aplicada
en la vida real y en el entorno empresarial del sector, sino que además adquiere un
carácter innovador así como la correspondiente demostración de su rentabilidad
económica.
10
1.1.1.3. Objetivos.
Con el presente proyecto se pretende exponer de forma clara y sencilla todos los
pasos necesarios para su puesta en funcionamiento, para ello comenzamos abarcando
campos externos de la Ingeniería Eléctrica pero que son de interés en el proyecto para su
comprensión. Además ampliamos el trabajo a un estudio económico, energético y
medioambiental para demostrar su viabilidad frente a otras opciones más convencionales.
Los principales objetivos del proyecto son los siguientes:
1. Poner en práctica conocimientos adquiridos en el estudio de la Ingeniería
Industrial.
2. Realizar un proyecto aplicable a la vida real con utilidades y necesidades reales.
3. Demostrar las ventajas de las energías renovables frente a otras fuentes de
energía tradicionales.
4. Acercar la innovación a un campo en pleno desarrollo tecnológico como la
agricultura.
5. Uso de la tecnología eléctrica para mejorar la productividad.
6. Aplicar la solución más económica y viable a largo plazo para el cliente.
7. Realizar un proyecto sostenible y respetable con el medio ambiente.
1.1.1.4. Descripción de la instalación.
“Proyecto y estudio de instalación fotovoltaica mediante bomba sumergida
destinada al riego del olivar”.
El proyecto estará comprendido por varias partidas, algunas de ellas no
relacionadas con el campo de la Ingeniería Eléctrica pero de inclusión necesaria para no
dejar incompleto la instalación, profundizando más en aquellas partidas que sí son de
ámbito eléctrico.
1. Perforación.
La realización de la perforación para la ubicación de la moto bomba eléctrica
de extracción de agua será el primer paso a seguir. Junto a esta perforación se
realizará un aforamiento del mismo y la legalización y trámites pertinentes frente
a la Confederación Hidrográfica del Guadalquivir.
11
Se trata de una perforación de 140mm de diámetro y 90 metros de
profundidad que aportan en el posterior aforamiento un caudal de 0,002 m3/s
(2litros / Seg.). Dichos datos de caudal son el resultado del estudio hidrogeológico
en el que se ha recurrido a un sondeo a percusión.
2. Bomba sumergible.
Será el primer punto de interés para nuestro proyecto. El cálculo,
dimensionamiento y puesta en funcionamiento de un motor bomba sumergido para
la extracción de agua se llevará a cabo teniendo en cuenta los datos obtenidos en
el aforamiento de la perforación así como estudiando las características de la finca
que se pretende abastecer.
Se instalará una bomba marca SAER de 4cv de potencia capaz de sustraer
4 m3/s. a 138 metros de profundidad. En el apartado correspondiente a cálculos
se procederá a demostrar porqué se ha decidido instalar este modelo concreto.
3. Paneles fotovoltaicos.
Sin duda presenta el mayor reto tecnológico de la instalación. Cada día con
mayor frecuencia, la instalación de paneles fotovoltaicos para alimentación de
instalaciones de riego agrícola se lleva a cabo en nuestros campos, ya que son la
solución ideal en lugares aislados de la civilización donde hacer llegar una línea
de tensión requiere de una inversión desmesurada.
Pero su elección, dimensionamiento, instalación y puesta en
funcionamiento precisan de una gran capacidad de conocimiento y responden a
muchos años de investigación. Sin duda las fuentes de energía renovables se
están abriendo hueco de una u otra forma en el presente y futuro energético.
Se instalarán tres series de diez paneles fotovoltaicos marca AXITEC de 250
Wp cada uno sobre una estructura metálica. Esta parte de la instalación se
completará con una unidad electrónica de conversión a corriente alterna.
Igualmente, se demostrará la idealidad tanto de este como del resto de elemento
de la instalación en el apartado de cálculos justificativos.
12
4. Almacenamiento de agua.
Por último, el almacenamiento del agua extraída del subsuelo comprenderá
la última partida de nuestro proyecto. De esta forma el cliente podrá utilizar según
sus intereses el agua extraída, así como aprovechar en mayor medida la energía
utilizada para sustraerla, en este caso la energía solar.
Se construirá un embalse de planta circular con chapa metálica apoyada
sobre una base de hormigón armado con capacidad para unos 85 m3.
5. Estudio de la rentabilidad del proyecto.
Se ha querido añadir a este proyecto un ápice de estudio, demostrando a
parte de las ventajas medioambientales de la instalación, la rentabilidad
económica a medio y largo plazo frente a otro tipo de instalaciones más
convencionales.
A continuación en la imagen 1.1, para su mayor entendimiento se muestra
un esquema gráfico de la disposición de los elementos que conforman nuestra
instalación.
Imagen 1.1. Esquema gráfico de la instalación.
13
1.1.2. EMPLAZAMIENTO.
El emplazamiento de la instalación se llevará a cabo en la localidad de Tiena,
perteneciente al término municipal de Moclín, provincia de Granada, en una zona conocida
como “La Cruz de Tiena” ubicada en la ladera de una montaña con un desnivel
considerable. Donde nuestro cliente dispone de una finca de 400 olivos de regadío, la
delimitación de las parcelas se muestra en los planos 1 / 9 – 3 / 9.
A la misma se accede desde Granada por la carretera N-432, dirección Córdoba, a
la altura del P.K. 415 parte una carretera local denominada GR-3411 que llega al a localidad
de Tiena. En dicha localidad dirigiéndonos por el conocido como el camino del cementerio
encontramos la finca en la que se realizará la presente instalación.
Se acompañan plano de situación y accesos en la sección correspondiente (Planos
1/9 – 3/9).
Dicha finca se sitúa en la HOJA 1.00-I (PINOS PUENTE) del Mapa Geográfico
Nacional escala 1:25.000. Los datos geográficos se detallan en la “Tabla 1”.
Una vez delimitada la finca, la empresa responsable de la perforación nos entrega
toda la información correspondiente junto al aforamiento de la perforación, la cual se ha
establecido en un punto indicado mediante el anterior estudio hidrogeológico.
Dicha perforación se lleva a cabo en el lugar indicado por el estudio hidrogeológico.
Junto a este mismo punto se ubicará la instalación fotovoltaica.
Debido a la estabilidad del terreno en esta zona y haciendo uso de una meseta
natural, el embalse será ubicado en la parte superior de la parcela, aprovechando así todo
el desnivel de la parcela para facilitar el riego por gravedad.
14
La ubicación de ambos puntos se indica en el plano 3 / 9.
POSICIÓN GEOGRÁFICA
ALTITUD (m)
DISTANCIA ENTRE PUNTOS (m)
PERFORACIÓN
37º19’42.4”N 3º46’47.3”W
799
282
EMBALSE
37º19’45.2”N 3º46’55.2”W
844
Tabla 1.1. Datos geográficos sobe el proyecto.
1.1.3. NORMATIVA Y REGLAMENTACIÓN APLICABLE
En cuanto al sondeo y perforación se sigue el RD Legislativo 1/2001, de 20 de Julio.
Por el que se aprueba el texto refundido de la ley de aguas.
En cuanto al ámbito hidrográfico establecido por la Junta de Andalucía, ha de
tenerse en cuenta el RD 1/2016. Por el que se regula el plan hidrográfico de la
demarcación del Guadalquivir, zona a la que afecta nuestro proyecto.
En cuanto a la instalación fotovoltaica seguiremos el RD 900/2015, de 9 de octubre.
Mediante el que se regularán las condiciones administrativas, económicas y
técnicas del suministro de energía eléctrica en las categorías de autoconsumo y
producción con autoconsumo.
En cuanto a las recomendaciones con trabajo en tensión y en instalaciones
eléctricas en general, se procederá a seguir la Guía técnica para la evaluación y
prevención del riesgo eléctrico según el RD 614/2001 de 8 de junio BOE nº148 de
21 de junio. Revisión 2014:
En cuanto a las características eléctricas de la instalación seguiremos el RD
842/2002. Revisión Septiembre 2015. Por el que se regulan las instalaciones
electrotécnicas de Baja Tensión:
En cuanto a la construcción del embalse de agua, se rige por la siguiente tabla de
normativas facilitadas por el fabricante:
Otras normas UNE que sean de aplicación.
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1.1.4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Y SUS CARACTERÍSTICAS.
1.1.4.1. Sondeo y perforación.
En el momento en el que nos disponemos a realizar nuestro proyecto la perforación
ya está realizada y el estudio hidrogeológico nos aporta los siguientes datos (Tabla 1.2):
Profundidad perforada (m)
Diámetro (mm)
Entubado
Columna litológica
Nivel de
agua estático
(m)
Nivel de
agua dinámico
(m)
Aforo
Destino
(L/Seg)
(m3/Seg)
90
140
PVC
Cantos calizos,
dolomías compactas y de
sílex.
55
65
2
0,002
Riego del olivar
Tabla 1.2. Estudio Hidrogeológico.
HIDROGEOLOGÍA
En la zona que nos ocupa existen dos tipos de acuíferos, uno detrítico asociado al
relleno detrítico de la Depresión de Granada y otros asociados a los materiales
carbonatados de las unidades subbéticas. Ambos acuíferos se encuentran interconectados
y los segundos drenan de forma oculta en el primero.
En el caso que nos ocupa la secuencia atravesada permite atribuir este acuífero a
la parte occidental del Acuífero de Moclín-Olivares cuyo drenaje superficial más importante
es el manantial de la Sierra de Moclín.
La profundidad del agua en el sondeo realizado y la elevación de su nivel coinciden
con las cotas de descarta del citado acuífero.
1.1.4.2. Bomba sumergible.
Debido a la buena relación calidad precio, decidimos instalar la bomba sumergible
marca SAER. La elección del modelo se hace de acuerdo al estudio hidrogeológico y según
nuestras necesidades estudiando la hoja de características del fabricante. Determinamos
el modelo concreto de la bomba sumergible cuyas características principales son los
recogidos en la tabla 1.3:
16
Fabricante
Modelo
Tipo
Potencia
Diámetro
Conexión
Intensidad max.
Caudal (L/Seg)
Caudal (m3/h)
Profundidad de elevación
SAER
FS-98 D/26
Sumergible
3Kw 4Cv
4”
Trifásica
380v.
7,8 A
1.1
4
138 m
Tabla 1.3. Datos técnicos sobre la Bomba Sumergible.
Imagen 1.2. Bomba Saer FS-98 D/26.
Y cuya hoja de características se resume a continuación:
Se puede encontrar la hoja de características completa del fabricante en el siguiente
enlace: http://pdf.directindustry.com/pdf/saer/fs-98/19914-166319.html
17
Gráfica 1.1. Tabla de características hidráulicas Bombas Saer FS-98.
18
Tabla 1.4. Características constructivas Bombas Saer FS-98 D.
Gráfica 1.2. Curvas Altura / Caudal. Bombas Saer FS-98 D.
19
Gráfica 1.3. Curvas Rendimiento - Potencia / Caudal. Bomba Saer FS-98 D/26.
Otra de las razones por las que optamos por este modelo de bomba es debido a
que es el modelo más similar al utilizado en el aforo del pozo, por lo que así asemejaremos
nuestra instalación todo lo posible a los resultados obtenidos en el estudio hidrogeológico
realizado por el propietario.
Además elegimos una bomba de Corriente Alterna por petición del propietario para
que en el caso de que no podamos demostrar la viabilidad económica del proyecto, poder
alimentar la instalación mediante una línea de media tensión con electricidad convencional
o mediante un grupo electrógeno. En el caso de cualquiera de estas opciones, seriamos
los encargados de crear dichas instalaciones con posteridad.
La instalación de la bomba sumergible requiere de un cuadro de protección, mando
y control de nivel cuyo esquema eléctrico se encuentra en el Documento 2, apartado
correspondiente a planos y esquemas.
1.1.4.3. Placas fotovoltaicas.
Para la instalación fotovoltaica utilizaremos módulos fotovoltaicos poli cristalinos de
60 células de la marca AXITEC, modelo AC-250P/156-60S cuyas principales
características eléctricas son las siguientes:
Modelo Potencia Nominal
Pmpp
Tensión Nominal
Umpp
Corriente Nominal
Impp
Corriente de Cortocircuito
Isc
Tensión de circuito abierto
Uoc
Coeficiente de Rendimiento
AC-250P/156-60S 250Wp 30.7V 8.18 A 8.71 A 37.8 V 15.37%
Tabla 1.5. Datos técnicos de las Placas Fotovoltaicas.
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Imagen 1.3. Modelo de panel solar marca AXITEC instalado.
Y cuya hoja de características se resume a continuación:
Se puede encontrar la hoja de características completa del fabricante en el siguiente
enlace: https://de.krannich-solar.com/fileadmin/content/data_sheets/solar_modules/AC-
240P-255P156-60S_EN.pdf
Gráfica 1.4. Vida útil de los paneles fotovoltaicos AXITEC.
21
Imagen 1.4. Características principales panel fotovoltaico AXITEC.
22
1.1.4.4. Variador de corriente.
El término variador y variador de frecuencia variable están relacionados y en cierta
medida, son intercambiables. Un variador de motor electrónico para un motor de C.A.
puede controlar la velocidad del motor mediante la variación de la frecuencia de la
alimentación enviada al motor.
En general, podemos hablar de variador, como un dispositivo que convierte la
alimentación de C.C. en alimentación de C.A. En la figura siguiente se muestra el modo en
el que opera el variador de frecuencia variable. El variador primero convierte la
alimentación de C.A. en C.C. mediante un puente rectificador, con lo que se crea una
tensión de línea de C.C. Después, el circuito del variador convierte la alimentación de C.C.
en C.A. para suministrar alimentación al motor.
El variador especial puede modificar su frecuencia y tensión de salida según la
velocidad deseada del motor.
Esquema 1.1. Esquema simplificado Variador de frecuencia y tensión.
El esquema simplificado del variador muestra tres interruptores de activación doble.
En los variadores de OMROM, los interruptores son realmente transistores bipolares de
puerta aislada (IGBT). Mediante un algoritmo de conmutación, el microprocesador del
variador activa y desactiva los IGBT a alta velocidad creando así las ondas de salida
deseadas. La inductancia de los bobinados del motor ayudará a suavizar los pulsos de
tensión.
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Para nuestra instalación se instalará un variador de corriente marca OMROM
modelo MX2 A4022 cuyas características principales son las siguientes:
Tabla 1.6. Características principales variador OMROM MX2 A4022.
Imagen 1.5. Variador marca OMROM MX2 instalado.
24
Y cuya hoja de características se resume a continuación:
Se puede encontrar el manual de funcionamiento completo del fabricante en el siguiente
enlace: http://plcmadrid.es/~documentacion/DOMOTICA/variadores/MX2Manual.pdf
Tabla 1.7. Valores nominales variador OMROM MX2.
Gráfica 1.5. Gráfica de conversión variador marca OMROM MX2 instalado.
25
Imagen 1.6. Funcionamiento básico variador marca OMROM MX2 instalado.
26
Imagen 1.7. Regulación de frecuencia variador marca OMROM MX2 instalado.
27
Imagen 1.8. Esquema de instalación variador marca OMROM MX2 instalado.
28
1.1.4.5. Almacenamiento de agua.
Para este proyecto se decide construir un embalse de agua con el propósito
de almacenar toda el agua extraída obteniendo así el máximo rendimiento de las
horas de aprovechamiento solar. De este modo el propietario podrá consumir el
agua almacenada cuando lo desee.
El embalse será construido en la zona de mayor elevación de la finca
provocando así una presión por desnivel que asegurará un buen funcionamiento de
la instalación.
Imagen 1.9. Diseño gráfico del embalse de agua.
El embalse será circular de chapas onduladas atornilladas entre sí con una
base de hormigón con refuerzo de acero mallado. El fabricante “ILURCO S.A.” nos
proporciona las características del mismo.
Imagen 1.10. Esquema del embalse proporcionado por el fabricante ILURCO S.A.
29
1. PAREDES: Constituidas por chapa de acero galvanizada en caliente, ondulada en perfil
18/76-R18 con una gran resistencia a flexión. Debido principalmente a la pequeña longitud
de onda y gran profundidad. Además del galvanizado la chapa cuenta con un recubrimiento
de resina epoxi con una formulación especial en función del tipo de líquido a contener.
2. CUBIERTA (opcional): Fabricada en chapa de acero pre lacado con estructura metálica
construida en el interior del depósito, cerrado de manera hermética excepto por la
ventilación indirecta lo que lo hace apto para su uso con agua potable. Además protege el
agua de la luz solar y de la caída de objetos, insectos, animales, etc. Evita la proliferación
de algas y mantiene el agua limpia.
3. TORNILLOS: Se emplean tornillos de acero de alta resistencia y un diseño especial que
los hace perfectos para su uso en los depósitos ILURCO.
4. SUELOS: De lámina impermeabilizante marca ILURCO con sello de calidad AENOR o
certificado CE. Las soldaduras de dicho suelo se hacen mediante aire caliente y la unión al
depósito es atornillada. La utilización de este suelo es una opción a la base de hormigón
ya que supone un ahorro económico al no tener que construir una solera de hormigón
completa y una garantía de estanqueidad con respecto a un suelo de hormigón.
5. CIMENTACIÓN: Se realiza mediante un zuncho de hormigón armado de pequeñas
dimensiones en el perímetro del depósito como soporte de este.
6. JUNTAS: La estanqueidad se consigue mediante masilla de formulación especial que
permanece siempre elástica, permitiendo dilataciones y garantizando la estanqueidad bajo
cualquier condición.
El procedimiento de montaje que seguirá la empresa será el siguiente:
1. FASE DE MOVIMIENTOS DE TIERRAS: El movimiento de tierras consiste en una
nivelación y compactación del terreno que servirá como soporte del depósito y apertura
de las zanjas de cimentación perimetral y de los tubos de salida de fondo. También se
abren los pozos para las placas de anclaje de los pilares de la cubierta metálica en el
caso de incluirse esta opción.
30
2. FASE DE CIMENTACIÓN: La cimentación para un deposito ILURCO consiste en la
construcción de un zuncho de hormigón armado en toda la base del depósito. En caso
de proveer el embalse de un suelo de impermeabilizante, se construirá un anillo en el
perímetro del depósito de pequeñas dimensiones y rápida ejecución. Dicho anillo de
hormigón armado sirve como soporte a las paredes del depósito, quedando en la parte
central material compactado sin necesidad de efectuar una solera completa de hormigón
en toda la base. Las dimensiones de dicho zuncho son normalmente 40x40 cm de
sección con un armado de varilla corrugada con una sección que varía entre 10 y 16
mm en función del diámetro del depósito y el terreno de sustentación. Como hemos
comentado anteriormente, en nuestro caso el depósito estará provisto de una base de
hormigón completa.
3. FASE DE MONTAJE DE DEPÓSITO: El montaje del depósito en si es muy rápido
debido a que las operaciones in situ son mínimas, estando todos los componentes del
depósito prefabricados para ser solamente atornillados en obra. Esto reduce mucho los
costes de montaje.
Una vez terminado el zuncho de la base, se monta y une al mismo el primer anillo
de chapa, para posteriormente, proseguir con el resto de anillos y colocar finalmente la
cubierta y el suelo de lámina impermeabilizante (opcionales) que quedará atornillado al
depósito.
4. FASE DE MONTAJE DE CUBIERTAS: Una vez montado el depósito se sueldan los
pilares en las placas previstas y se suben las vigas y correas. Dichas vigas y correas
van unidas al depósito mediante piezas de diseño especial que hacen que no se
transmitan esfuerzos de la cubierta al depósito distintos de los previstos. Finalmente se
colocan las chapas de cubierta, la puerta de acceso y el remate perimetral que tapa los
orificios de ventilación, evitando así el acceso de animales o suciedad al interior del
depósito, pero permite la ventilación de este. En nuestro caso se prescindirá de dichas
cubiertas.
31
1.1.4.6. Instalación eléctrica.
A continuación se detallan las características e instrucciones a seguir en el montaje
de los elementos de interconexión eléctricos.
La interconexión de los paneles fotovoltaicos se realiza con cable flexible
PV ZZ-F unipolar de 4 mm2 de cobre bajo tubo rígido de PVC.
Imagen 1.11. Cable PV ZZ-F especialmente indicado para energía solar.
Cuya tabla de características es la siguiente:
Imagen 1.11. Características cable PV ZZ-F especialmente indicado para energía solar.
32
CAÍDA DE TENSIÓN EN LOS CABLES DE CORRIENTE CONTINUA.
La línea que une los paneles con el variador apenas tiene dos metros de
longitud, y en las interconexiones de los paneles se emplean quince metros de
cable. La caída de tensión para dicha longitud de cable será la siguiente:
𝑆 =2 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼
𝐴𝑈 ∗ 𝐾 (1.1. )
4 =2 ∗ 17 ∗ 7,8
𝐴𝑈 ∗ 56 = 1.18 𝑉 ⇨ 0.53% (1.2. )
Formulas 1.1, 1.2. Caída de tensión en la instalación de corriente continua.
Por reglamento, la caída de tensión máxima permitida (AU) en este tramo es del
3%, por lo que la sección calculada de 4 mm2 de cobre es adecuada.
Junto a la estructura metálica que soporta las placas fotovoltaicas se ubica
el cuadro de protección principal y la unidad eléctrica descritos en los planos
5 / 9 y 7 / 9.
Desde dichos cuadros se instalará una línea trifásica subterránea de 2
metros de XLPE de 4 x 4 mm de cobre enterrado bajo tubo corrugado de
50mm, hasta el cuadro general de maniobra del motor sumergido, descrito
en el plano 5 / 9. Toda la instalación dentro de dicho cuadro se realiza con
conductores de 1,5 y 2,5 mm de cobre, como se indica en dicho plano.
La alimentación de la bomba sumergida se realizará con cable XLPE 3 x 2,5
mm de cobre.
33
CAÍDA DE TENSIÓN EN LOS CABLES DE CORRIENTE ALTERNA.
𝑆 =2 ∗ 𝑐 ∗ 𝜌 ∗ 𝑃 ∗ 𝐿
𝐴𝑈 ∗ 𝑈 (1.3. )
2.5 =2 ∗ 1.02 ∗ 0.018 ∗ 2975 ∗ 85
𝐴𝑈 ∗ 380 = 9.77 𝑉 ⇨ 0.25% (1.4. )
Formulas 1.3, 1.4. Caída de tensión en la instalación de corriente alterna.
Por reglamento, la caída de tensión máxima permitida (AU) en este tramo es del
5%, por lo que la sección calculada de 2,5 mm2 de cobre es adecuada.
Los elementos eléctricos de protección y mando de la instalación están
descritos en sus planos correspondientes, siendo libre el fabricante a utilizar
siempre que se sigan las características descritas en cada elemento las
cuales han sido previamente calculadas.
Tendrán puesta a tierra todos los elementos metálicos de la instalación.
Existirán dos picas de tierra de 1,5 metros x 16 mm con cable de 10 mm de
cobre, una conectado a la estructura soporte de las placas fotovoltaicas y
otra junto a la ubicación de los cuadros eléctricos.
1.1.4.7. Estructura soporte paneles solares.
Los paneles solares van colocados sobre una estructura de aluminio encofrada al
suelo. La empresa SolarBase es la encargada de suministrar dicha estructura mediante el
modelo XPORTRAIT.
La misma, contiene documentación adjunta sobre su contenido y recomendaciones
de montaje que se exponen a continuación. Todo el material necesario para su instalación
viene provisto en el empaquetado suministrado por la empresa. La estructura se entrega
pre ensamblada.
34
Imagen 1.11. Estructura SolarBase Xportrait similar a la instalada en este proyecto.
GUÍA DE INSTALACIÓN
Instrucciones Importantes:
1. Condiciones de funcionamiento.
El soporte de montaje con graduación regulable está diseñado para resistir las
siguientes cargas máximas:
Carga de nieve: 1.6 kN / m2
Carga de viento 27 m / s en la parte continental y 33 m / s en las zonas
cercanas al mar (hasta 10 Km del mar).
Los soportes de aluminio fijos de paneles solares fotovoltaicos cumplen el
Reglamento antisísmico Euro 2000.
2. Preparación antes de la instalación.
El soporte estático se debe calcular para cada tipo de instalación. Si la presión es
mayor que la indicada es posible ajustar el marco. La base de la zona donde irá apoyado
el armazón debe estar preparado para realizar la cimentación. El informe y el estudio de
espacio para colocar las cubicaciones del encofrado deben ser realizados por un experto.
Se necesitan los siguientes componentes para el montaje de la estructura:
Llave Allen 6 mm.
Tornillos para anclar el triángulo con la base.
La facilidad de montaje de los sistemas utilizados en relación con el
desmantelamiento minimiza el tiempo de instalación en el lugar de
35
construcción, lo que reduce el coste de montaje y hace que los sistemas de
soporte de los paneles sean los más competitivos del mercado.
3. Sistema de montaje empleado en la instalación.
La Imagen 1.11 del sistema muestra todas las partes que componen la estructura.
La misma está compuesta por los siguientes elementos los cuales se entregan
empaquetados y referenciados junto a la estructura.
OBJETO MATERIAL NUMERO PIEZA
Perfil de soporte horizontal
Aluminio
1
Sujeción de eslabón Intermedio - Extremo 2
Tornillo Allen M8x40 Inox 3
Vigas horizontales 4
Conexión pieza rail 5
Barras anguladas 6
Tope paneles fotovoltaicos 7
Soportes 8
Tornillos Allen M8x40 Inox 9
Marco trasero 10
Triángulo en posición vertical trasero con
graduación ajustable 11
Tabla 1.8. Elementos que componen la estructura Base Solar Ltd. modelo XPORTRAIT.
Todos los sistemas de Base Solar Ltd. se entregan pre ensamblados. El pre
montaje solo es necesario en los casos en que el transporte de los triángulos hasta el lugar
de la instalación no es posible por problemas de acceso.
Los triángulos (5), (6), (7), (8), (9), (11) se distribuyen completamente desmontados
debido a sus dimensiones, al igual que las vigas horizontales (4). Esta viga (4) se atornilla
en la posición correcta junto a todos los elementos de soporte (1), (2), (3) de los paneles
fotovoltaicos junto a sus abrazaderas intermedias y finales. Esto ayuda a que el instalador
no pierda tiempo en contar y calcular cual será colocada en cada parte y evitar así
cualquier inexactitud en la instalación.
El siguiente paso a realizar por el instalador será atornillar las barras inclinadas de
refuerzo, las cuales llevan en las uniones del perfil (5) una sujeción con tornillos Allen
36
M8x40 Inox. A continuación, estos puntos se atornillan horizontalmente Unidos con las
tirantes (4).
Todo el montaje de la base ya se ha completado y todo lo que queda ahora es
atornillar a los módulos a los miembros horizontales (4) y apretarlos debidamente.
Instrucciones de montaje:
Paso 1: Coloque el triángulo apretando las esquinas del apoyo (8) sobre el mismo.
Los tornillos de conexión con la base se incluyen.
Paso 2: Siguiendo el mismo procedimiento apriete los triángulos restantes.
Paso 3: Coloque los elementos horizontales (4) en los triángulos de apoyo. Una
estos con las vigas (5).
Paso 4: Coloque los tornillos de los topes donde apoyan los paneles (10) en el
perno triángulo posterior (11) en los puntos donde se encuentran los agujeros
perforados. Los tornillos utilizados son Allen Inox M8.
Paso 5: Una vez que el esqueleto de la estructura se ha completado, colocar los
paneles sobre él, ya sea horizontal, ya sea vertical. Se incluyen unos soportes para
fijar los paneles hechos con abrazaderas (2).
Paso 6: Al final de cada fila de paneles se desliza la pieza (1) para cerrar toda la
instalación. Su objetivo es evitar el descarrilamiento de los paneles por error de
montaje o condiciones climatológicas adversas.
4. Inclinación y Orientación.
Gran parte de las pérdidas de rendimiento en los paneles solares se deben
a una mala orientación o inclinación de los paneles solares ya que, la irradiancia
solar que incide sobre ellos determina la generación eléctrica de los mismos. Para
ello debemos tener en cuenta diferentes aspectos.
En el caso de nuestra instalación, estará fijada a la estructura metálica
desarrollada en este apartado pero tendremos la posibilidad de fijar su orientación
durante su montaje, para ello lo primero que tenemos que tener en cuenta es que
nuestra instalación se encuentra en el hemisferio norte de la tierra.
37
Para una correcta orientación, debemos instalar la estructura de forma que
los paneles queden orientados hacia el ecuador terrestre, de tal forma que en
nuestro caso lo estará aproximadamente hacia el sur.
Es admisible una desviación de aproximadamente 20º sin que se produzcan
demasiadas pérdidas. El ángulo que difiere con el sur (0º) se denomina ángulo de
azimut (ᾳ).
Una vez orientados los paneles como se ha indicado anteriormente,
fijaremos la inclinación (β) de los mismos ya que la estructura instalada no tiene la
posibilidad de variarla con facilidad, esta operación se debe realizar durante el
montaje de la misma.
La inclinación idónea de los paneles dependerá de si usaremos la instalación
en verano o en invierno ya que según la estación del año variará la posición del sol
respecto a nuestra posición terrestre.
En nuestro caso, que se utilizará en verano, la inclinación óptima de los
módulos será la obtenida de restar a la latitud del lugar de ubicación de la instalación
20º. Si por el contrario utilizamos la instalación en invierno, deberemos sumar 10º
a dicha latitud.
Por lo que la inclinación y orientación aproximada de nuestros paneles solares será:
ᾳ = - 20º - 0º ≈ - 20º Latitud Sur Oeste
β = 37º - 20º = 17º ≈ 20º
Imagen 1.12. Inclinación y orientación de los paneles fotovoltaicos.
38
IRRADIACIÓN SOLAR
La irradiación solar será un dato de importancia para nosotros ya que será el
objetivo de la orientación e inclinación de los paneles solares. Dependerá de la ubicación
de nuestra instalación pero también de la época del año en el que usemos la instalación.
PVGIS
Para determinar la irradiación solar en la ubicación de nuestro proyecto podemos
usar alguna de las herramientas “online” y gratuitas disponibles. Una de ellas puede ser la
el Software PVGIS que nos da la posibilidad de obtener los datos sobre irradiación solar
de la zona que deseemos estudiar.
Para ello introducimos los datos correspondientes a la ubicación que deseemos
estudiar en la web del desarrollador: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php
La apariencia de la aplicación es la mostrada en la Imagen 1.13 y el resumen del
informe creado por la aplicación, el mostrado en la Tabla 1.9.
Imagen 1.13. Aplicación PVGIS para el cálculo de Irradiación solar en la zona afectada por nuestro proyecto.
39
Los datos sobre irradiación solar media para la ubicación de nuestra instalación es
de 5.1 Kw h /m2 según la web de Acceso a Datos de Radiación Solar de España (ADRASE),
siendo la irradiación solar mensual la siguiente:
Localización 37º19’42.4”N 3º46’47.3”W
Altitud 799 m.
Base de datos usada para determinar la radiación
PVGIS – CMSAF
Potencia nominal del sistema 7,5 kW.
Pérdidas estimadas por alta temperatura y baja irradiación
12.2% (según datos locales de temperatura).
Otras pérdidas (cables, inversor, etc.) 14%.
Pérdidas combinadas 26.4%.
Mes Irradiación media mensual
Enero 4.41
Febrero 4.01
Marzo 4.47
Abril 4.59
Mayo 4.81
Junio 5.02
Julio 5.24
Agosto 5.45
Septiembre 5.01
Octubre 4.68
Noviembre 4.87
Diciembre 4.32
IRRADIACIÓN MEDIA TOTAL 4.74
Tabla 1.9. Datos sobre irradiación en la ubicación de la instalación.
Además, el informe recoge datos sobre la ubicación de nuestra instalación como
los mostrados en las siguientes gráficas:
40
Gráfica 1.6. Curvas de producción energética mensual respecto la superficie en la ubicación de la instalación.
Gráfica 1.7. Curva indicadora de altitud e inclinación solar en la ubicación de la instalación.
41
Gráfica 1.8. Curva variación anual de temperatura.
CERTIFICADO DE CONFORMIDAD
La compañía Solar Base Ltd. Certifica que:
De acuerdo con la ley de protección del consumidor, se otorgan 25 años de garantía
para el material del perfil, en este caso aluminio.
El acabado en el que se proporciona el perfil es el adecuado para que la garantía
haga efecto en caso de que así se requiera.
Los perfiles de aluminio se fabrican con aleaciones básicas EN AW-6060 (AlMgSi0,
5) y con la composición química conforme según la Norma Europea EN DIN 573-
33.
Las propiedades mecánicas de los perfiles de aluminio producidos cumplen en
virtud de la Norma Europea EN 755-2 DIN Brinell – Dureza según EN ISO656-1,
Ensayo de tracción según EN 10002.
El revestimiento de los perfiles se ajusta bajo la Norma Qualicoat con un espesor
de recubrimiento mínimo de 60 րm.
Los perfiles de aluminio anodizado se ajustan bajo el modelo Qualanod con una
clase media de anodizado de 15 mm. Previa solicitud y acuerdo especial con el
cliente, la clase de anodizado puede variar entre 5 y 30 mm.
GARANTÍA
Se adjunta certificado de garantía oficial.
42
Imagen 1.14. Certificado de garantía de la estructura Base Solar Ltd. modelo XPORTRAIT.
43
1.1.5. TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA APLICADA.
Principio de funcionamiento de una célula solar.
Las células fotovoltaicas están compuestas por materiales semiconductores que
hacen posible la conversión de la energía solar en eléctrica, lo que se denomina efecto
fotoeléctrico.
Este fenómeno se logra llegando a cabo el dopaje del material semiconductor
mediante elementos químicos con lo que se consiguen crear dos capas conductoras
denominadas “P” con exceso de carga positiva y “N” con exceso de carga negativa.
Dicho desequilibrio da lugar a la creación de un campo eléctrico junto a la capa
límite de la célula donde incide el sol provocando una dispersión de las cargas de distinto
signo.
Previamente, para comprender el principio fotoeléctrico debemos entender el
funcionamiento de las células solares de las que cabe comentar que toda radiación de luz
solar está compuesta por fotones. Estas partículas llevan asociado un valor de energía que
depende de la longitud de la onda (𝞴) de la radiación y cuyo valor se determina por la
siguiente expresión:
𝐸 =ℎ∗𝑐
𝜆 (1.5)
Donde (h) es la constante de Planck y (c) la velocidad de la luz.
Ecuación 1.5. Energía asociada a un fotón.
44
Cada célula fotovoltaica básica aporta aproximadamente 0,5 voltios de corriente
continua que equivalen a unos 3 watios por lo que para obtener más tensión, hacemos una
agrupación en serie de estas células, con lo que obtenemos un panel solar.
Por ejemplo, en el caso de los paneles utilizados en esta instalación, marca AXITEC
se disponen 60 células poli cristalinas que proporcionarán 30,7 voltios por cada panel.
La agrupación de los treinta paneles necesarios para nuestra instalación nos
aportará una tensión nominal de 921 voltios.
Leyenda de la imagen:
1) Electrodo negativo 2) Electrodo positivo 3) Silicio dopado N 4) Silicio dopado P 5) Capa barrera
Imagen 1.15. Representación gráfica de una célula solar y su comportamiento físico.
Tipos de tecnología.
En la actualidad se demanda la fabricación de dos tipos de células fotovoltaicas
principalmente. En ambos casos se recurre al silicio para su construcción, haciendo
distinción entre mono cristalino y poli cristalino.
45
En el primero de los casos se presenta un rendimiento mayor. Para su fabricación
se usa una masa fundida a partir de la que se obtiene el silicio el cual es cortado en láminas
que se transforman para obtener las células fotovoltaicas.
En el caso del silicio poli cristalino se obtiene un rendimiento máximo del 16%. En
este caso su fusión se realiza en bloques de mayor tamaño por lo que los defectos internos
del material tienen un tamaño superior, lo que incurre en un rendimiento menor.
Imagen 1.16. Representación gráfica de dos tipos de tecnologías aplicadas en paneles solares
Imagen 1.17. Composición interna del panel solar.
A pesar de que cada fabricante nos especifica las características de su panel
fotovoltaico, se toma como valores referencia para cálculo las siguientes condiciones:
Irridancia solar: 1000 W /m2.
Distribución espectral: AM 1,5 G.
Temperatura de la célula: 25º C.
46
Según las gráficas de funcionamiento siguientes podemos observar como el valor
de corriente generado por un panel solar crece según crece la radiación solar mientras que
la tensión disminuye según aumenta la temperatura en la célula, por lo que a partir de un
cierto punto, más radiación no equivale a más generación.
Gráfica 1.9. Curvas de funcionamiento según temperatura e irridancia solar en un panel solar.
47
JUSTIFICACIÓN DE LAS SOLUCIONES
ADOPTADAS
48
ÍNDICE
1.2. JUSTIFICACIÓN DE LAS SOLUCIONES ADOPTADAS.……………………49
1.2.1. VALORACIÓN DE LAS OPCIONES PROPUESTAS........................49
1.2.1.1. Instalación fotovoltaica.......................................................................50
1.2.1.2. Instalación convencional....................................................................50
1.2.1.3. Instalación con combustible fósil........................................................50
1.2.2. COMPARATIVA ECONÓMICA.........................................................51
1.2.2.1. Instalación fotovoltaica.......................................................................51
1.2.2.2. Instalación convencional....................................................................51
1.2.2.3. Instalación con combustible fósil........................................................52
1.2.2.4. Conclusión del análisis.......................................................................52
1.2.3. COMPARATIVA ENERGÉTICA........................................................53
1.2.3.1. Instalación fotovoltaica.......................................................................54
1.2.3.2. Instalación convencional....................................................................54
1.2.3.3. Instalación con combustible fósil........................................................55
1.2.4. COMPARATIVA MEDIOAMBIENTAL...............................................55
1.2.4.1. Instalación fotovoltaica.......................................................................55
1.2.4.2. Instalación convencional....................................................................56
1.2.4.3. Instalación con combustible fósil........................................................57
1.2.4.4. Conclusión del análisis.......................................................................59
49
1.2. JUSTIFICACIÓN DE LAS SOLUCIONES ADOPTADAS.
La ejecución de este proyecto cumple desde su inicio hasta su puesta en
funcionamiento con un propósito totalmente eficiente en términos energéticos.
Comenzando por una alimentación totalmente autónoma mediante tecnología de
última generación en materia de energía renovable, la cual en apartados posteriores nos
encargaremos de demostrar sus ventajas económicas y medioambientales respecto a
una alimentación convencional mediante una línea eléctrica o un grupo electrógeno.
Igualmente, la perforación y explotación del subsuelo ha sido previamente
estudiada mediante el correspondiente proyecto hidrogeológico y estará controlada
mediante la instalación de un contador que registrará los metros cúbicos de agua
bombeada, por lo que se asegurará el cumplimiento de la normativa vigente al respecto.
Finalmente, la decisión de construir un embalse de almacenamiento de agua
asegurará el aprovechamiento completo del agua extraída del subsuelo por lo que no
habrá desaprovechamiento de recursos.
A pesar de todo lo expuesto, consideramos oportuno plasmar a modo comparativo
diversas opciones energéticas que podrían tenerse en cuenta a la hora de desarrollar
esta instalación.
1.2.1. VALORACIÓN DE LAS OPCIONES PROPUESTAS.
adfaadfadfadfadsffad fadfadfadsf f
fdfdf A pesar de que nuestra intención consiste en abastecer eléctricamente la
instalación mediante un conjunto de paneles solares fotovoltaicos, este proyecto incluye un
estudio sobre la viabilidad del método seleccionado para electrificar la instalación.
Por ello, a continuación se exponen tres posibilidades energéticas para esta
instalación que más adelante iremos valorando y descartando hasta llegar a la solución
óptima adoptada en la instalación.
50
1.2.1.1. Instalación fotovoltaica.
En el caso concreto de nuestra instalación, podemos adelantar que la instalación
fotovoltaica tendrá un coste de montaje mayor al de una instalación eléctrica convencional
de alta tensión, con el inconveniente de que la instalación fotovoltaica solo se dimensionará
para ser usada como abastecimiento del motor destinado a regadío mientras que una
instalación convencional podría tener un alcance de abastecimiento mucho mayor.
A pesar de ello, a medio y largo plazo será más económica que la instalación
eléctrica convencional debido al precio de la electricidad y a la exclusiva utilización del
terreno para labores agrícolas, lo que hace inviable el uso de la electricidad para otro fin
que el proyectado.
1.2.1.2. Instalación convencional.
El principal inconveniente de llevar a cabo una instalación eléctrica convencional
frente a una de energía renovable es la distancia a la que se encuentra la línea más cercana
lo que eleva considerablemente el importe de la instalación haciéndola casi tan cara como
la opción elegida.
Como se ha comentado anteriormente, el factor económico, junto a la imposibilidad
de urbanizar, construir o dar alguna otra utilidad que la prevista al suministro eléctrico hacen
prescindible contar con una fuente eléctrica más estable por lo que en principio se descarta
otra opción.
A pesar de ello, pretendemos realizar una demostración en términos económicos
para bien del cliente por lo que mostraremos una breve comparación entre el coste,
mantenimiento y pago de cuotas de ambas instalaciones durante los primeros 30 años de
vida, a esta comparativa le proseguirá un estudio medioambiental comparativo.
1.2.1.3. Instalación combustible fósil.
También se plantea la opción de abastecer la instalación mediante un equipo
alimentado por combustibles fósiles, en concreto un grupo electrógeno diésel.
Esta será la opción más económica en cuanto a equipamiento, pero
medioambientalmente la menos favorable. Además, la vida útil del grupo electrógeno, el
coste de las reparaciones y la elevada cuota fija producida por el consumo de combustible
nos hacen rechazar dicha opción.
51
El uso de un combustible no renovable hace inviable una instalación con una vida
útil de treinta años como es nuestro caso. Pero sobre todo su precio hace insostenible la
rentabilidad de la instalación.
1.2.2. COMPARATIVA ECONÓMICA.
En este apartado realizamos la comparación económica de las distintas opciones
de abastecimiento eléctrico de la instalación que se pretende realizar con el presente
proyecto.
1.2.2.1. Instalación fotovoltaica.
o Montaje de instalación fotovoltaica ⇨ 25 748 €.
o Mantenimiento durante los primeros 30 años (incluye sustitución de placas
fotovoltaicas después de los primeros 25 años de antigüedad) ⇨ 14 820 €.
o Pago de cuotas y tasas a la compañía eléctrica ⇨ 0 €. *
o Coste de la electricidad estimado para 30 años de 3kw ⇨ 0 €.
o Coste Total ⇨ 40 568 €.
*La instalación es totalmente autónoma y no está conectada a la red convencional por lo que no paga ningún
tipo de impuesto por servicios externos.
1.2.2.2. Instalación convencional.
o Montaje y construcción de Línea de alta tensión de 1,2 km. ⇨ 22 540 €.
o Mantenimiento durante los primeros 30 años ⇨ 2 500 €.
o Pago de cuotas y tasas a la compañía eléctrica ⇨ 450 €.
o Coste de la electricidad estimado para 30 años de 3kw ⇨ 50 € / Mensuales
x 12 Meses x 30 Años ⇨ 18 000 €.
o Coste Total ⇨ 43 490 €.
52
1.2.2.3. Instalación con combustible fósil.
o Adquisición del grupo electrógeno
ITC POWER 8 kW 11 kva trifásico ⇨ 4 492,12 €.
o Cuota de mantenimiento medio durante 30 años ⇨ 9 000 €.
o Pago de cuotas y tasas a la compañía eléctrica ⇨ 0 €.
o Coste de la electricidad estimado para 30 años de 3kw ⇨ 0 €.
o Consumo de combustible estimado para 30 años
(Consumo 4 litros / hora) ⇨ 65 000 €.
o Coste Total ⇨ 78 492,12€.
1.2.2.4. Conclusión del análisis.
Como se puede apreciar en la Gráfica 2.1, la inversión inicial de la instalación
fotovoltaica es mayor pero el coste de la electricidad rápidamente eleva el coste de la
opción de la línea eléctrica. Lo mismo ocurre con la instalación diésel, cuya inversión inicial
es muy económica pero la vida útil de la maquinaria y el elevado coste de combustible
hacen ascender el precio de la instalación.
Al cabo de los 20 años, con la renovación de las placas fotovoltaicas las inversiones
vuelven a asemejarse, salvo en la instalación fósil que sigue su aumento constante debido
al gasto de combustible. Al cabo de apenas dos años comienza de nuevo a incrementarse
el coste de la opción eléctrica convencional.
Solo en términos económicos ya es más rentable la opción solar, además es más
limpia y segura que las otras opciones. Pero existen muchas más razones para decantarse
por esta opción.
53
Gráfica 2.1. Comparativa Instalación Solar – Instalación Convencional – Instalación Fósil.
Con el fin de aportar más datos económicos sobre esta instalación procederemos
a continuación a exponer el precio de la producción energética necesaria para dicha
explotación en cada una de las tres alternativas que en el apartado “1.2. Justificación de
las soluciones adoptadas” se proponían.
Para ello, teniendo en cuenta al precio actual de la electricidad estimaremos tanto
la cantidad de energía que nuestra instalación necesitará como el precio de su producción,
evaluado anualmente.
1.2.3. COMPARATIVA ENERGÉTICA.
En este apartado, continuando con nuestra intención de comparar las distintas
opciones de electrificación de la instalación, realizamos la correspondiente exposición en
referencia a consumo eléctrico en cada una de dichas opciones.
Para ello, procedemos a estimar el consumo eléctrico de nuestra instalación (KW /
Hora) siendo conocida la potencia que requiere la moto bomba sumergida, único
consumidor de la instalación y las horas de funcionamiento del plan de riego establecido
en el punto “1.3. Cálculos Justificativos”.
4.000 €
14.000 €
24.000 €
34.000 €
44.000 €
54.000 €
64.000 €
74.000 €
1 2 3 4 5 6
Comparativa Solar - Fotovoltaica - Fósil
SOLAR CONVENCIONAL FÓSIL
0 5 10 15 20 25 30 años
54
o Potencia de la bomba sumergida 4Cv ⇨ 2940 W / Hora.
o Horas anuales de riego ⇨ 540 horas / Año.
o Consumo eléctrico anual ⇨ 2940 Watios / hora x 540 horas / año = 1,588 MW / año.
1.2.3.1. Instalación fotovoltaica.
Como se ha comentado anteriormente en esta comparativa económica, al tratarse
de una instalación aislada de la red, la producción solar fotovoltaica no está sometida a
ningún tipo de tasa ni impuesto en cuando a su producción energética.
No sería así en el caso de que la instalación fotovoltaica fuese parte de una
instalación conectada a su vez a una línea eléctrica convencional en cuyo caso sí
supondría un coste para el propietario de la instalación debido a la nueva ley para
autoconsumo establecida en España para productores energéticos mediante energías
renovables de forma paralela a la red eléctrica en forma de autoconsumo. RD 900/2015,
de 9 de octubre.
1.2.3.2. Instalación convencional.
Atendiendo a las condiciones del mercado eléctrico actual en España, podemos
establecer el coste económico que supondrá nuestra instalación en cuanto a consumo
eléctrico anual.
Tasas Fijas
Potencia Contratada (3,45kW). 36.54 € Año.
Impuesto de electricidad. Alquiler de equipos.
21.37 € Año.
Precio kW 5.5328 € / kW Año.
Consumo 1588 kW / Año.
Gasto económico TOTAL 789 ,71 € / Año.
Tabla 2.1. Gasto económico de la instalación eléctrica convencional.
55
1.2.3.3. Instalación con combustible fósil.
Como última alternativa, exponíamos la posibilidad de instalar un grupo electrógeno
diésel para alimentar la bomba subterránea. En términos de gasto energético podemos
establecer el coste de producir dicha energía conociendo el consumo del grupo generador.
Consumo grupo electrógeno 11 Kva.
4 litros / hora.
Tiempo de funcionamiento anual de la instalación.
540 horas / Año.
Coste energético anual del grupo electrógeno
2160 € / Año.
Tabla 2.2. Gasto económico de la instalación abastecida con un grupo electrógeno diésel.
1.2.4. COMPARATIVA MEDIOAMBIENTAL.
En términos medioambientales, comparar una energía renovable con cualquier otra
no tiene demasiado sentido pero aun así aprovechamos para crear conciencia sobre la
importancia de implantar las energías renovables frente a otras tradicionales ya que sin
duda están demostrando que son la solución presente y futura para frenar el calentamiento
global y otros desastres medioambientales presentes en la actualidad.
1.2.4.1. Instalación fotovoltaica.
El único contaminante medioambiental del que podríamos hablar en este apartado
sería del producido en la fabricación del producto o en el montaje del mismo ya que una
vez puesta en funcionamiento la instalación solar fotovoltaica no emite ningún tipo de
contaminante acústico, térmico ni de ningún otro tipo.
En cuanto a la contaminación producida en su fabricación, dependerá del tipo de
panel empleado. La mayoría están formados por cuarzo, la forma más común de sílice.
Debido a que el cuarzo se extrae de las minas, aquí reside el primer problema que no es
otro que la exposición de los mineros a la silicosis pulmonar.
La refinación inicial convierte el cuarzo en silicio de grado metalúrgico, una
sustancia que se usa principalmente para endurecer el acero y otros metales. Este proceso
se lleva a cabo en hornos que precisan de energía. Por tanto en una u otra forma se
producen gases de efecto invernadero, en su mayoría dióxido de carbono y dióxido de
56
sulfuro aunque en niveles insignificantes que no causan mayor daño a las personas que
trabajan en las refinerías de silicio o al ambiente de una forma inmediata.
Sin embargo, el siguiente paso, convertir el silicio de grado metalúrgico en una
forma más pura llamada polisilicio, crea tetracloruro de silicio, un compuesto muy tóxico. El
proceso de refinación implica combinar el ácido clorhídrico con silicio de grado metalúrgico
para convertirlo en lo que se llama triclorosilano. Luego, el triclorosilano reacciona con el
hidrógeno agregado y produce polisilicio con tetracloruro de silicio a medida de tres o cuatro
toneladas de tetracloruro de silicio por cada tonelada de polisilicio, lo que si puede ser
considerado un problema medioambiental más serio.
1.2.4.2. Instalación convencional.
Teniendo en cuenta que la energía eléctrica convencional tiene diferentes fuentes
de producción, debemos ser conscientes de que no todas ellas contaminan en igual
medida. Aun así, muchas de ellas provienen de centrales que emiten gases contaminantes,
destacando sobre el resto las de carbón y ciclo combinado.
Para determinar dicho volumen de contaminación, recurrimos a la gráfica a tiempo
real de Red Eléctrica Española.
Gráfica 2.2. Toneladas / hora (tiempo real) de CO2 generadas por la producción
De energía eléctrica en centrales eléctricas.
57
1.2.4.3. Instalación con combustible fósil.
Los gases más perjudiciales para la capa de ozono son los denominados gases de
efecto invernadero. Entre ellos se encuentran los gases de escape de los motores de
combustión interna. Por tanto, nuestra alternativa mediante un equipo electrógeno diésel
es altamente perjudicial a los aspectos ambientales.
Gráfica 2.3. Composición de los gases de escape de un motor de combustión interna.
Podemos determinar las propiedades de todos los gases que expulsa el escape
del grupo generador diésel.
Nitrógeno (N2). El nitrógeno es un elemento químico de número atómico 7, masa atómica
14,007. Es un gas incoloro, inodoro y no combustible, su proporción es de bastante
importancia en el aire que respiramos (78 % nitrógeno, 21 % oxígeno, 1 % otros gases).
La mayor parte del nitrógeno aspirado vuelve a salir puro en los gases de escape y sólo
una pequeña parte se combina con el oxígeno O2 (óxidos nítricos NOx).
Oxígeno (O2). Es un gas incoloro, inodoro e insípido. Es el componente más importante
del aire que respiramos (21 %). Es muy importante para el proceso de combustión, ya que
con una mezcla ideal el consumo de combustible debería ser total, pero en el caso de una
combustión incompleta, el oxígeno resultante será expulsado por el sistema de escape del
motor de combustión.
Agua (H2O). Es aspirada en parte por el motor (humedad del aire) o producida con motivo
de la combustión “fría“(fase de calentamiento del motor). Es un subproducto de la
combustión y es expulsado por el sistema de escape en forma de humo blanco que sale
58
por el escape, o en forma de condensación. Es un componente inofensivo presente en los
gases de escape.
Dióxido de carbono (CO2). Se produce al quemar el combustible. El carbono se combina
durante esa operación con el oxígeno aspirado. Es un gas incoloro, no combustible y vital
para la vida en la tierra. El dióxido de carbono es capaz de reducir el estrato de la atmósfera
que hace la función de protector contra la penetración de los rayos UV.
Monóxido de carbono (CO). Es el gas resultante de una mala combustión de
combustibles que contengan carbono. Es un gas sin inoloro, sin color pero muy peligroso.
Su aspiración puede causar rápidamente la muerte. Se encuentra en el humo de la
combustión. Respirar este tipo de gas produce en nuestro organismo una imposibilidad de
transporte de oxígeno a través de los glóbulos rojos.
Óxidos nítricos (NOx). También conocido como monóxido de nitrógeno, es una
combinación de nitrógeno y oxígeno. Es un gas incoloro, inoloro, insípido y poco soluble
en agua, un motor de combustión los produce debido a la alta presión, alta temperatura y
un exceso de oxígeno durante la combustión en el motor. Su combinación con oxígeno
produce dióxido de nitrógeno (NO2), cuya característica principal es su color rojo y su fuerte
olor.
Dióxido de azufre (SO2). El dióxido de azufre apenas está presente en los gases de
escape. Se trata de una sustancia reductora que en contacto con el aire y la humedad, se
convierte en trióxido de azufre. Es un gas incoloro, de olor penetrante, no combustible.
Plomo (Pb). A partir del día 1 de enero del año 2000 se prohibió la venta de gasolina Súper
97 octanos, por lo que el plomo, salvo como aditivo para vehículos antiguos, ha
desaparecido por completo en los gases de escape de los motores de combustión interna.
Hidrocarburos (HC). Son restos no quemados del combustible, que surgen en los gases
de escape después de una combustión incompleta. La mala combustión se puede deber a
la falta de oxígeno durante la combustión, denominada como mezcla rica o debido a una
baja velocidad de inflamación, conocida como mezcla pobre. Su presencia en los gases de
escape por tanto se debe a una mala regulación de la mezcla aire-combustible, por lo que
su presencia es evitable.
59
Partículas de hollín (MP). Los motores gasolina apenas las generan. Se presentan en
forma de hollín o cenizas. Sus efectos en el organismo humano aún son inciertos aunque
sí se sabe que al inhalarlos quedan depositados en los pulmones y las vías respiratorias.
Además de los gases emitidos, debemos tener en cuenta la contaminación acústica
producida por el funcionamiento del motor lo que dificultaría su puesta en funcionamiento
cerca de un núcleo urbano o una zona habitada, que aunque no sea el caso, sí que podría
afectar al hábitat natural de diversos seres vivos como animales salvajes, por lo que
tendríamos que insonorizar el motor, construir un habitáculo insonorizado y proteger el
motor contra ataques vandálicos, así como obtener el visto bueno y el correspondiente
informe medioambiental.
Cabe destacar que un grupo electrógeno de 11 kva como el propuesto en la
instalación alcanza los 99 db, equivalentes a una explosión pirotécnica y no muy lejanos a
los 120 db establecidos en el umbral del dolor.
1.2.4.4. Conclusión del análisis.
Tras este estudio, podemos estar completamente seguros de que la solución
adoptada frente a esta instalación es la más beneficiosa en numerosos aspectos, pero
sobre todo en los tres más importantes para nosotros: económico, medioambiental y
beneficio del cliente.
Como resultado final mostramos la siguiente gráfica resumen del estudio
anteriormente expuesto junto con los resultados del estudio económico del apartado
correspondiente.
Gráfica 2.4. Resumen comparativo Instalación Solar – Instalación Convencional – Instalación Fósil.
Inversión Económica (30 años). Contaminación Ambiental (Toneladas CO2)
RESUMEN ESTUDIOS COMPARATIVOS
Solar Fotovoltaica Electrica Convencional Combustible Fósil
60
CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS
61
ÍNDICE
1.3. CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS.……………………………………………….60
1.3.1. BOMBA SUMERGIBLE.................................................................................62
1.3.2. PLACAS FOTOVOLTAICAS.........................................................................68
1.3.3. VARIADOR....................................................................................................70
1.3.4. PROTECCIONES ELÉCTRICAS..................................................................73
1.3.5. ALMACENAMIENTO.....................................................................................74
62
1.3. CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS.
1.3.1. BOMBA SUMERGIBLE.
Para proceder a la elección de la bomba sumergible previamente debemos conocer
los datos tanto de la parcela que se pretende abastecer como las características de la
perforación:
FINCA
o 400 Olivos con riego por goteo.
o Divididos en 2 sectores.
o 3 Goteros por olivo de 4L/h cada uno.
o 2400 l/h x 2 sectores = 4800l/h ⇨80L/min.
Además, es preciso establecer un plan de riego para determinar la demanda:
PLAN DE RIEGO
o 6 Horas diarias por sector = 14 400 L / Diarios por 2 sectores ⇨ 28 800 L / Día.
o 6 Meses / Año (marzo-octubre).
o 15 Días / Mes.
o 90 Días al Año.
o 540 horas al Año.
Total Litros Año ⇨ 2 592 000 L / Año ⇨ 2592 m3 / Año.
Una vez realizada la perforación y con los datos obtenidos por el departamento
hidrográfico podemos determinar los datos necesarios sobre la perforación:
63
POZO
o 90 Metros de profundidad.
o Diámetro 140mm.
o Bomba compatible 4”.
o Nivel estático del agua 55 metros.
o Nivel dinámico 65 metros.
Para una bomba de 4cv (2940 w) con un consumo de:
I = 2940
√3 ∗ 400 ∗ 0.85= 5 A. (3.1)
Fórmula 3.1. Intensidad del motor consumidor.
El cálculo de conductor se realiza utilizando la Imax indicada por el fabricante del
motor eléctrico equivalente a la potencia en el eje de la bomba (7,8 Amperios). Se utilizará
una línea tripolar de 2,5 mm de cobre. El empalme sumergido se realizará mediante
soldadura y funda termo retráctil.
TUBERÍA
Disponemos de dos tramos de tubería en nuestra instalación. El principal y el que
más presión soportará será el que descienda por la perforación hasta la bomba. El otro tramo
irá desde la boca del pozo hasta el embalse e irá enterrado en zanja.
En ambos casos instalaremos una tubería de las mismas características. Debido a
su precio y manejabilidad decidimos instalar una tubería extrusionada flexible de PVC con
cubierta de poliéster de alta resistencia.
Guiándonos por la Gráfica 3.1 de presión del fabricante, la tubería que se utilizará
en toda la instalación será la descrita en la Tabla 3.1:
MODELO Material Diámetro Uso Presión
max. Rugosidad Color Norma
PN 15
PVC Alta densidad
50mm
Alimentario
15 atm.
0.0015mm
Negro bandas
azules
UNE12201
Tabla 3.1. Tubería utilizada en la instalación.
64
Gráfica 3.1. Relación presión - profundidad asociada al modelo de tubería.
Por último debemos calcular las perdidas primarias y secundarias de la instalación
en la tubería:
Pérdidas primarias:
𝐏𝟏 ∗ 𝐕𝟏
𝐠+
𝐜𝟏𝟐
𝟐𝐠+ 𝐳𝟏 =
𝐏𝟐 ∗ 𝐕𝟐
𝐠+
𝐜𝟐𝟐
𝟐𝐠+ 𝐳𝟐 + 𝐇𝐫𝐩 (3.2)
Fórmula 3.2. Pérdidas Primarias en tubería abierta.
𝐇𝐫𝐩 = 𝛌 ∗𝐋
𝐃∗
𝐜𝟐
𝟐𝐠 (3.3)
Fórmula 3.3. Pérdidas Primarias a lo largo de la tubería.
Al tratarse de una tubería abierta podemos reducir la formula y deducir que las
perdidas primarias de la misma vendrán dadas por la diferencia de altura en la instalación.
Hrp = z2-z1 (m) (3.4)
Fórmula 3.4. Deducción de la fórmula de Pérdidas Primarias.
65
Pérdidas secundarias:
Hrs = ξ ∗c2
2g (3.5)
Fórmula 3.5. Pérdidas Secundarias en elementos de la instalación.
Entrada deposito:
Hrs =c2
2g (3.6)
Fórmula 3.6. Pérdidas Secundarias en entrada de depósito.
Elementos utilizados en la instalación.
2 Válvula de globo totalmente abierta: ξ=10
3 Codos 90º standard: ξ=0,9 x 3 = 2,7
Hrs = 22,7 ∗1.11x10−3
2∗9.8+
1.11x10−3
2∗9.8= 1,34x10−3 metros (3.7)
Fórmula 3.7. Pérdidas Secundarias Totales.
PERDIDAS PRIMARIAS
(metros) PERDIDAS SECUNDARIAS
(metros) TOTAL
(metros)
DESNIVEL TERRENO
DESNIVEL POZO
1,34x10−3
125,00134
45 80
Tabla 3.2. Pérdidas Primarias y Secundarias de la Instalación.
La potencia necesaria en el eje de la bomba será como mínimo:
𝑊 =𝑄∗𝐻
0.75𝑥 0.75 =
2∗125.00134
0.75𝑥 0.75 = 4,44 𝐶𝑉. (3.8)
Fórmula 3.8. Potencia en eje de la bomba.
Siendo la potencia del motor de accionamiento de 4,44 x 1.25= 5,55CV. Esta será
la potencia a la que se realizarán los cálculos de Imax. Para establecer la sección y
protecciones de la instalación. Imax. = 7,8 A.
66
De acuerdo con la tabla de características del fabricante podemos determinar que
la moto bomba que necesitamos para nuestro proyecto es la siguiente:
SAER FS-98 D/26 3Kw 4 C.V. 4” Sumergible trifásica 400v 7,9 A
1.1l/Seg 4 m3/h a 138m
Imagen 3.1. Tabla de características hidráulicas del fabricante de la bomba.
Cabe destacar la importancia de que el motor trabaje en unos niveles de seguridad
dentro de la profundidad en la columna de agua del pozo adecuada. Para asegurar esta
premisa, principalmente se recurre a la instalación de un equipo de sondas pero además
debemos comprobar que la moto bomba esté al menos 10 metros bajo el nivel del agua.
Para mejorar el rendimiento de funcionamiento de la moto bomba debemos instalar
un modelo acorde con el caudal que se precisa en la instalación y el volumen de agua de
la perforación. Para determinar estos datos recurrimos a las tablas y gráficas facilitadas por
el fabricante y expuestas con anterioridad.
67
Por tanto el punto de funcionamiento óptimo de la moto bomba será aquel en el que
se suministre el caudal más próximo a punto de rendimiento óptimo de la bomba, el cual
se puede calcular a partir de la siguiente expresión.
𝐾𝑊ℎ = 𝑄∗𝐻
367∗ ր; ր = 0,5 (3.9)
Fórmula 3.9. Cálculo de consumo energético de la bomba en función del rendimiento, caudal y columna de agua.
Para los cálculos de nuestra instalación, obtenemos un rendimiento del 50% en las
condiciones de trabajo dadas.
Otro aspecto a tener en cuenta en cuanto a su influencia en el rendimiento de la
bomba es su diámetro ya que cuanto mayor sea este, más aumentará su rendimiento debido
a su fisionomía interna. El diámetro de la moto bomba vendrá limitado por el diámetro de la
perforación. En una perforación con poca diferencia de diámetro respecto al diámetro del
cuerpo de la moto bomba se producirán enormes pérdidas debido a las turbulencias en tan
reducido espacio. Esto además impide una correcta refrigeración de la misma.
Imagen 3.2. Espacio mínimo entre bomba y perforación. Imagen sección de la bomba.
68
Dicho espacio mínimo entre perforación y moto bomba sumergible se puede
determinar mediante la siguiente expresión.
𝑉 = 𝑄∗354
(𝐷^2−𝑑^2)= 0,5
𝑚
𝑠 (3.10)
V (m/s) es la velocidad del agua en el hueco existente alrededor de la bomba. Su valor máximo será de 3 m/s. Así
limitaremos las pérdidas de carga por fricción.
Fórmula 3.10. Distancia mínima entre bomba sumergible y perforación.
Para los cálculos de nuestra instalación, con los diámetros de perforación y moto
bomba ya pre establecidos, obtenemos una velocidad del agua de 0.05 m/s, por lo que
estamos por debajo de los 3 m/s de valor máximo establecidos por el fabricante, lo que nos
indica que hemos hecho una buena elección a la hora de dimensionar la moto bomba.
1.3.2. PLACAS FOTOVOLTAICAS.
Seleccionamos el tipo de placa que creemos conveniente de acuerdo a nuestras
necesidades y a continuación realizamos el planteamiento energético que requiere nuestra
instalación para el modelo de placa seleccionado.
Las placas fotovoltaicas expresan sus magnitudes eléctricas según las propiedades
reunidas en cada célula que compone los paneles en las condiciones nominales de
funcionamiento. Por ejemplo, la potencia nominal se indica como Wp (Watios pico), que se
define como la cantidad de energía por cada célula o módulo fotovoltaico en condiciones de
radiación nominales.
Tendremos en cuenta un coeficiente de seguridad para el cálculo de la
instalación de 1,6.
Marca: AXITEC AXIPOWER POLI CRISTALINO DE 60 CÉLULAS.
Modelo: AC-250p/156-60s
Imagen 3.3. Resumen de Características de la Placa Fotovoltaica seleccionada.
69
A continuación, realizamos el planteamiento energético para determinar el
número de placas que requiere la instalación:
o Potencia demanda por hora: 3000 Wp x 1.6 = 4800 Wp.
o Tiempo de riego: 6 horas de riego diarias ⇨ 6 * 3000 Wp x 1.6 = 28 800 Wp
Solar.
o Potencia de cada serie de placas: (10 x 250 Wp) x 3 =7500 Wp.
El planteamiento energético nos indica que:
o Se precisan: 3 series de 10 placas.
o Que cumplen la demanda prevista para 4Cv trifásica 230v ⇨30 placas de 250
Wp cada una.
o Será alimentado con una línea monofásica atendiendo al criterio de Imax
Admisible del conductor = 24 Amperios, para un cable PV ZZ-F unipolar de cobre
de 4mm2 bajo tubo. Lo que cumple con la Imax de la bomba sumergible = 7,8 A.
También podemos calcular el número de paneles solares mediante ecuaciones:
𝑁. 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑎𝑑𝑜 ∗ 𝐶𝑜𝑒𝑓. 𝑆𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑
𝑃𝑚𝑝𝑝 ∗ 𝐻𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟𝑒𝑠 ∗ 𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 (3.11)
𝑁. 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 7,5
𝑘𝑊ℎ
250 𝑤 ∗ 4.74 ∗ 50% = 13 𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠 ∗ 1.6 = 21 𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠 (3.12)
Fórmulas 3.11. , 3.12. Cálculo del número de módulos fotovoltaicos.
70
Aparentemente la instalación estaría sobre dimensionada pero debido a las
perdidas y la incertidumbre sobre las condiciones meteorológicas se instalan 9 placas más
de las calculadas.
1.3.3. VARIADOR.
Se ha elegido el siguiente variador de corriente para la instalación, ya que es el
recomendado por el fabricante para el tipo de placa fotovoltaica elegida.
VARIADOR: OMROM MX2
Imagen 3.4. Placa de características Variador OMROM MX2, modelo similar al instalado (V = 230 V).
Su conexión se realiza de la siguiente forma:
INPUT: 2 bornes de Corriente Continua (Positivo y Negativo).
OUTPUT: 3 bornes de Corriente Alterna Trifásica (U, V, W).
Imagen 3.5. Bornes de conexión Variador OMROM MX2 A4022.
71
Imagen 3.6. Esquema eléctrico principal integrado en el variador OMROM MX2.
72
El variador instalado producirá una onda PWM (Pulse-Width Modulation). Se trata
de una señal digital, no considerada sinodal pero con el periodo sinodal deseado aunque
con mucho ruido como podemos observar en las siguientes Graficas 3.2, 3.3 donde
observamos la forma de la onda vista en osciloscopio y su representación gráfica.
Gráfica 3.2. Onda PWM producida por el variador Omrom MX2 vista en el osciloscopio.
Gráfica 3.3. Proceso de conversión a onda PWM producida por el variador OMROM MX2.
73
1.3.4. PROTECCIONES.
Procedemos a calcular las protecciones de los cuadros de mando y maniobra de la
instalación:
Todas las protecciones eléctricas estarán ubicadas dentro de un armario metálico
hermético de dimensiones 600 x 500 x 240 mm. Introducido a su vez en una marquesina
de obra. El armario estará provisto de una placa de montaje.
Para el cálculo de protecciones por sobrecargas se deben cumplir las siguientes
condiciones.
1. Ib ≤ In ≤ Iadm
2. Icd ≤ 1.45 ≤ Iadm
Ib = Intensidad de diseño del circuito.
In = Intensidad nominal del interruptor.
Iadm = Intensidad máxima admisible del cable conductor.
Como el material empleado para proteger la instalación no incluye fusibles, será
suficiente con hacer cumplir las dos ecuaciones en cada elemento de protección por
sobrecarga.
A la hora de realizar las protecciones por cortocircuito se deben cumplir las
siguientes condiciones.
1. I2 * t ≤ Icu
2. PdC ≥ Isc, max
I = Intensidad de disparo.
T = tiempo de despeje (I2 * t).
Icu = I max. De cortocircuito soportada por el cable = Icu = K2 * S2.
PdC = Poder de corte del dispositivo.
Isc, max = I max. De cortocircuito prevista en la instalación.
74
Para la protección por sobretensión, debemos prestar especial atención en la
posibilidad de este fenómeno debido a la descarga de tormentas eléctricas sobre los
elementos metálicos de la instalación al encontrarse estos al aire libre.
Para ello, podemos prever la instalación de pararrayos o auto válvulas junto a los
elementos a proteger que se encargarán de descargar la corriente que circule por ellos.
CUADRO DE PROTECCIÓN:
INTERRUPTOR GENERAL: 4x 16 A ⇨ Imax de la instalación 14 A.
INTERRUPTOR MAGNETO TÉRMICO: 4 x 25 A ⇨ Imax de la instalación
7,8 A.
INTERRUPTOR DIFERENCIAL: 4 x 10 A. 300mA ⇨ Imax de la instalación
𝐼 =4080𝑤
400 𝑥 √3∗0.85 = 7 A. ⇨ 7,8 A.
CUADRO GENERAL DE MANIOBRA:
MAGNETO TÉRMICO GENERAL: 3 x 10 A ⇨ Imax de la instalación 7,8 A.
CONTACTOR: 3 x 16 A ⇨ Imax de la instalación 7,8 A.
MAGNETO TÉRMICO CONTROL DE NIVEL 2 x 10 A⇨ Mínimo exigido.
1.3.5. ALMACENAMIENTO.
La instalación requerirá de un almacenamiento que cumpla con el aforo de la
perforación, por lo que una vez conocidos los datos de nuestra perforación y de la bomba
sumergible podemos realizar el cálculo de nuestro embalse de almacenamiento que tendrá
las siguientes medidas:
75
Volumen del embalse (m3) = π * r2 * h
Altura = 3 metros
Diámetro = 6 metros
Volumen = 84,82 m3 = 84 820 litros.
La demanda de nuestra instalación era de 28 800 litros diarios, con el embalse
dimensionado se prevé una capacidad para tres días de riego. Así, en el caso de que
tuviésemos algún problema en la instalación o en la extracción dispondremos de un margen
de seguridad para poder seguir realizando la actividad dos días más.
76
DOCUMENTO 2
PLANOS Y ESQUEMAS DE LA
INSTALACIÓN
77
ÍNDICE
2. DOCUMENTO 2: PLANOS Y ESQUEMAS DE LA INSTALACIÓN……….……76
2.1. PLANO 1/9 IMAGEN TOPOGRÁFICA DE LA ZONA.................................79
2.2. PLANO 2/9 NUMERACIÓN DE PARCELAS.............................................80
2.3. PLANO 3/9 DELIMITACIÓN DE LA FINCA...............................................81
2.4. PLANO 4/9 PLANO PERFORACIÓN........................................................82
2.5. PLANO 5/9 INSTALACIÓN ELÉCTRICA...................................................83
2.6. PLANO 6/9 ESTRUCTURA PLACAS FOTOVOLTAICAS.........................84
2.7. PLANO 7/9 UNIDAD ELECTRÓNICA........................................................85
2.8. PLANO 8/9 UNIFILAR INSTALACIÓN ELÉCTRICA..................................86
2.9. PLANO 9/9 EMBALSE CIRCULAR METÁLICO.........................................87
78
79
37.328433,-3.779806
1 / 9
80
2 / 9
81
3 / 9
82
4 / 9
83
5 / 9
84
Vista lateral
Vista frontal
Arriostramiento
Vista trasera
6 / 9
85
7 / 9
86
8 / 9
87
9 / 9
88
DOCUMENTO 3
PLIEGO DE CONDICIONES
89
ÍNDICE
3. DOCUMENTO 3: PLIEGO DE CONDICIONES………………………..……88
3.1. OBJETO.............................................................................................91
3.2. GENERALIDADES.............................................................................91
3.3. APLICACIÓN DEL PROYECTO........................................................92
3.4. ORGANIZACIÓN DE LA OBRA........................................................92
3.4.1. DATOS DE LA OBRA........................................................................92
3.4.2. REPLANTEO DE LA OBRA..............................................................92
3.4.3. RECEPCIÓN DE MATERIAL............................................................92
3.4.4. ORGANIZACIÓN...............................................................................93
3.4.5. EJECUCIÓN DE LA OBRA...............................................................93
3.4.6. SUBCONTRATACIÓN DE LA OBRA................................................93
3.4.7. PLAZOS DE EJECUCIÓN.................................................................93
3.4.8. RECEPCIÓN PROVISIONAL............................................................93
3.4.9. PERIODO DE GARANTÍA.................................................................93
3.4.10. RECEPCIÓN DEFINITIVA.................................................................93
3.4.11. PAGO DE LA OBRA..........................................................................94
3.4.12. PAGO DE LOS MATERIALES UTILIZADOS....................................94
3.4.13. DISPOSICIÓN FINAL........................................................................94
3.5. DEFINICIONES...................................................................................94
3.5.1. RADIACIÓN SOLAR..........................................................................94
3.5.2. GENERADORES FOTOVOLTAICOS...............................................94
3.5.3. ACUMULADORES DE PLOMO-ÁCIDO............................................96
3.5.4. REGULADORES DE CARGA............................................................97
3.5.5. INVERSORES...................................................................................97
90
3.6. DISEÑO..............................................................................................98
3.6.1. ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN.......................................................98
3.6.2. DIMENSIONES DEL SISTEMA.........................................................98
3.6.3. MONITORIZACIÓN...........................................................................99
3.7. COMPONENTES Y MATERIALES UTILIZADOS..............................99
3.7.1. GENERALIDADES............................................................................99
3.7.2. GENERACIÓN FOTOVOLTAICA....................................................100
3.7.3. ESTRUCTURA DE APOYO.............................................................101
3.7.4. ACUMULADORES..........................................................................102
3.7.5. INVERSORES.................................................................................102
3.7.6. CABLEADO.....................................................................................103
3.7.7. PROTECCIONES Y PUESTA A TIERRA.........................................104
3.8. PRUEBAS DE PUESTA EN FUNCIONAMIENTO..........................104
3.9. CONTRATO DE MANTENIMIENTO...............................................105
3.9.1. GENERALIDADES..........................................................................105
3.9.2. MANTENIMIENTO...........................................................................105
3.9.3. GARANTÍA DE LA INSTALACIÓN...................................................106
91
3. DOCUMENTO 3: PLIEGO DE CONDICIONES.
3.1. OBJETO.
Establecer qué condiciones técnicas mínimas se deben cumplir en instalaciones del
tipo fotovoltaicas aisladas de la red.
Establecer las condiciones del proceso de realización, montaje y supervisión del
proyecto hasta su puesta en funcionamiento.
Valorar la calidad final de la instalación en términos del servicio energético prestado
y de la integración en el entorno.
La aplicación de este pliego de condiciones técnicas afecta a todos los apartados
del proyecto sea de la naturaleza que sean.
3.2. GENERALIDADES.
1. El presente pliego de condiciones es de aplicación íntegra a cualquier instalación
fotovoltaica que se encuentre aislada de la red y cuyo destino sea:
Electrificación de viviendas y edificios de uso público.
Alumbrado público.
Explotaciones agropecuarias.
Bombeo y tratamiento de aguas.
Aplicaciones mixtas con otras fuentes de energías renovables.
2. Su aplicación también podrá afectar a otras instalaciones distintas a las expuestas
en el punto 1. siempre que guarden similitudes técnicas.
3. En cualquier caso, toda la normativa que afecte a instalaciones solares fotovoltaicas
deberá ser aplicada.
4. Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento
Electrotécnico para Baja Tensión (BOE. de 18-9-2002).
5. Código Técnico de la Edificación (CTE), siempre que sea aplicable.
92
6. Directivas Europeas de seguridad y compatibilidad electromagnética.
3.3. APLICACIÓN DEL PROYECTO.
Este apartado se refiere a una instalación solar fotovoltaica de 30 placas que
abastece un motor de extracción de agua sumergible de 4cv de potencia.
3.4. ORGANIZACIÓN DE LA OBRA.
La empresa contratista mandará a ejecutar la obra de la manera más eficaz. Se
seguirán siempre las órdenes del Director de Obra, teniendo en cuenta las condiciones
siguientes:
3.4.1. Datos de la obra.
El Ejecutor de la obra tendrá en su poder, una copia de los planos y pliego de
condiciones del Proyecto a realizar, así como, los datos o documentación necesaria para
la realización de la obra.
El Contratista tendrá en su poder en un máximo de quince días pasada la entrega
de la obra, una copia de los planos y documentos que se exigen con las características de
la obra ya finalizada. Se deberá entregar dos copias de dicho proyecto al Director de Obra.
Los cambios en el Proyecto solo pueden ser aprobados por escrito por el Director de Obra.
3.4.2. Replanteo de la obra.
El Director de Obra hará un replanteo de esta y se hará cargo de los gastos, datos
y referencias para conocer el lugar donde están ubicadas las obras. Se levantará por
duplicado un Acta de los datos obtenidos.
3.4.3. Recepción del material.
El material que se necesita lo aprobará el Director de Obra, estando al tanto de la
obra el Contratista.
93
3.4.4. Organización.
El Contratista será quien actúe de patrono legal, siendo el organizador de la obra y
tendrá que mantener informado al Director de Obra.
3.4.5. Ejecución de la obra.
Se ejecutarán las obras conforme al Proyecto, al Pliego de Condiciones y sus
especificaciones particulares.
3.4.6. Subcontratación de la obra.
Salvo que el contrato diga lo contrario, se podrá contratar a terceros para algunas
partes de la obra, haciéndolo saber al Director de Obra por escrito y sin superar el 50% del
presupuesto general de la obra.
3.4.7. Plazos de ejecución.
Dichos plazos comenzarán a contar a partir del replanteo. El Contratista estará
obligado a cumplir con los plazos del contrato. El Director de la obra podrá prorrogar la
fecha únicamente si es muy necesario.
3.4.8. Recepción provisional.
Se realizará pasados quince días de la petición del Contratista, debiendo estar
presente el Director de Obra y el representante del Contratista, levantando un acta de
conformidad. A partir de ese momento comenzará el plazo de garantía. En caso de algún
defecto en la obra se fijará un plazo al Contratista para solucionarlo. En caso de no cumplir
esta prescripción, al Contratista se le podrá rescindir el contrato.
3.4.9. Periodo de garantía.
Este periodo irá reflejado en el contrato. Hasta que se lleve a cabo la entrega
definitiva, el Contratista será responsable de la conservación de la Obra.
3.4.10. Recepción definitiva.
Finalizado el plazo de garantía o los seis meses de recepción provisional, se llevará
a cabo la recepción definitiva de las obras, levantando el Acta por duplicado y estando
presente el Director de Obra y el representante del contratista.
94
3.4.11. Pago de la obra.
Se abonará un 25% al comienzo de la misma y el 75% restante a su finalización,
donde se mostrarán las partes de la obra terminadas y ejecutadas en su totalidad y en los
plazos acordados. Esto se hará de acuerdo a los precios establecidos.
3.4.12. Pago de los materiales utilizados.
Se harán los pagos en función de los precios descompuestos, siempre que no haya
peligro de que se pierdan o desaparezcan. En caso de que esto ocurra, lo informará en el
acta de recepción de obra el propio Director de Obra.
3.4.13. Disposición final.
Si existe alguna Subasta o Concurso donde se incluya el Pliego de Condiciones, se
aceptará todas las clausulas correspondientes a este Pliego.
3.5. DEFINICIONES
3.5.1. Radiación solar.
Radiación solar: Es el conjunto de ondas electromagnéticas procedentes del sol.
Irradiancia: Esta magnitud describe la potencia incidente por unidad de superficie de todo
tipo de radiación electromagnética (kW/m2
).
Irradiación: Emisión de radiaciones luminosas, térmicas, magnéticas o de otro tipo en una
superficie por unidad de superficie y a lo largo de un cierto período de tiempo. (MJ/m2
o
kWh/m2
).
Año Meteorológico Típico de un lugar (AMT): Se trata de una forma de caracterizar el
clima mediante la identificación del mes que mejor representa las características medias
de ese mes a partir de registros de varios años. Para cada mes se elige un valor medio de
la irradiación diaria que coincida con el correspondiente a todos los años obtenidos de la
base de datos.
3.5.2. Generadores fotovoltaicos.
Célula solar o fotovoltaica: Es el elemento que se encarga de convertir la energía solar
en energía eléctrica.
95
Módulo fotovoltaico: Se entiende como el conjunto de células solares interconectadas
entre sí y encapsuladas entre láminas que las protegen de la intemperie. Panel fotovoltaico
es su definición más usual.
Célula de tecnología equivalente (CTE): Es la célula que usa una tecnología de
fabricación y encapsulado igual a la de los módulos fotovoltaicos que forman el generador
fotovoltaico.
Rama fotovoltaica: Es una agrupación de paneles fotovoltaicos interconectados entre sí,
ya sea en serie o en grupos serie-paralelo, su voltaje es el mismo que la tensión nominal
del generador.
Generador fotovoltaico: Es el grupo de ramas fotovoltaicas conectadas en paralelo.
Condiciones Estándar de Medida (CEM): Son aquellas condiciones tanto de Irradiancia
como de temperatura en la célula solar, que servirán de referencia para el estudio de
células, módulos o generadores fotovoltaicos. Se definen de la siguiente manera:
– Incidencia normal.
– Temperatura de la célula: 25 °C.
– Irradiancia (GSTC): 1000 W / m2.
– Distribución espectral: AM 1,5 G.
Potencia máxima del generador (potencia pico): Es la potencia máxima que puede dar
el módulo en las condiciones estándares de medida.
TONC: Es la temperatura de funcionamiento nominal de la célula, se define como la
temperatura que alcanzan las células solares cuando el módulo es sometido a una
Irradiancia de 800 W/m2
con distribución espectral AM 1,5 G, la temperatura ambiental es
de 20 °C y la velocidad del viento de 1 m/s.
POTENCIA NOMINAL o MÁXIMA (PMÁX): Es el valor máximo de potencia que se puede
obtener del panel, y se obtiene del producto entre la tensión y la corriente de salida del
panel. Para el módulo seleccionado en nuestra instalación, el valor de PMÁX = 250 Wp.
96
TENSIÓN EN CIRCUITO ABIERTO (VOC): Valor máximo de voltaje medido en el panel en
el caso de no haber paso de corriente entre los bornes del mismo (intensidad de 0
amperios). Para el módulo seleccionado, el valor de VOC = 37,8 V.
INTENSIDAD DE CORTOCIRCUITO (ISC): Máxima intensidad en el panel fotovoltaico.
Para el módulo seleccionado, el valor de ISC = 8,71 A.
TENSIÓN EN EL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA (VM ó VMÁX): Tensión en el punto de
máxima potencia. Para el módulo seleccionado, el valor de VMP = 30,7 V.
INTENSIDAD DE CORRIENTE MÁXIMA (IM ó IMÁX): Valor de la corriente en el punto de
máxima potencia o potencia pico. Para el módulo seleccionado, el valor de IMP = 8,18 A.
Todos estos valores obtenidos en las condiciones estándar (CEM) citadas
anteriormente.
3.5.3. Acumuladores de plomo-ácido.
Acumulador: Grupo de baterías conectadas eléctricamente.
Batería: Se trata de una fuente de voltaje continuo cuya constitución está conformada por
un grupo de vasos electroquímicos conectados entre sí.
Auto descarga: Efecto por el cual la batería sufre una pérdida de carga debido a la
apertura del circuito. Normalmente se indica como un porcentaje de la capacidad nominal
medida durante un mes, y a una temperatura de 20 °C.
Capacidad nominal C (Ah): Se trata de la cantidad de carga que se puede extraer de una
batería en 20 horas, se realiza a una temperatura de 20 °C y finaliza cuando la tensión
entre sus terminales es de 1,8 V/vaso.
Capacidad útil: Será la capacidad disponible o útil de la batería. También definida como
la capacidad nominal por la profundidad máxima de descarga permitida.
Estado de carga: Se trata de la división de la capacidad residual de una batería, en estado
parcialmente descargado, y la capacidad nominal de la misma.
97
Profundidad de descarga: Es la carga extraída de una batería entre su capacidad
nominal. Se expresa en %.
Régimen de carga (o descarga): Este valor relaciona la capacidad nominal de la batería
con el valor de la intensidad a la cual se carga descarga la batería. Se suele expresar en
horas, y se indica con un subíndice en el símbolo de la capacidad y de la corriente a la cual
se realizan dichas operaciones de carga y descarga.
Vaso: Es la celda electroquímica que forma la batería, su tensión nominal aproximada es
de 2 V.
3.5.4. Reguladores de carga.
Regulador de carga: Es el dispositivo de protección que utiliza la batería para protegerse
frente a sobrecargas y sobredescargas. Podría existir otro elemento en el sistema que se
encargue de realizar estas funciones.
Voltaje de desconexión de las cargas de consumo: Es el voltaje de la batería por debajo
del cual el suministro de electricidad a las cargas de consumo se verá interrumpido.
Voltaje final de carga: Es el voltaje de la batería por encima del cual la conexión entre el
generador fotovoltaico y la batería se verá interrumpido. Se puede dar el caso que en lugar
de la interrupción se produzcan una reducción gradual de la corriente entregada por el
generador.
3.5.5. Inversores.
Inversor: Elemento de la instalación encargado de convertir la corriente continua en
corriente alterna.
VRMS: Valor eficaz de la tensión alterna de salida.
Potencia nominal (VA): Es la potencia que especifica el fabricante, y que el inversor será
capaz de entregar.
98
Capacidad de sobrecarga: Será la capacidad que tenga el inversor para entregar potencia
por encima de la nominal durante cierto tiempo.
Rendimiento del inversor: Es la relación que existe entre la potencia de salida y la
potencia de entrada del inversor. El rendimiento dependerá de la potencia y de la
temperatura a la que opere el inversor.
Factor de potencia: Es la relación que presenta la potencia activa (W) entre la potencia
aparente (VA) presente a la salida del inversor.
Distorsión armónica total THD (%): Es el parámetro que utilizaremos para indicar el
contenido en armónicos que posee la onda de tensión de salida. Se define como:
𝑇𝐻𝐷 (%) = 100 √∑ ∗𝑉2 𝑛
𝑛=∞𝑛=2
𝑉1 (5.1)
Donde V1 es el armónico fundamental y Vn es el armónico enésimo.
Fórmula 5.1. Distorsión armónica Total.
3.6. DISEÑO.
3.6.1. Orientación e inclinación.
Las pérdidas de radiación causadas por la orientación e inclinación de los paneles
no serán superiores a los valores de la tabla 7.
Pérdidas por radiación Valor máximo permitido (%)
Orientación e inclinación 20
Sombreado 10
Combinado 20
Tabla 5.1. Pérdidas máximas admitidas en los paneles solares.
La determinación de dichas pérdidas vendrá estipulada por las condiciones propias
del fabricante de los paneles solares que indicará en su guía la orientación e inclinación
idóneas. Además, en el plano correspondiente se indicará la inclinación.
3.6.2. Dimensiones del sistema.
A parte de las indicaciones a seguir por el fabricante de cada elemento de la
instalación, se incluirán en este proyecto los cálculos elementales que nos lleven a dichos
resultados.
99
Se realizará una estimación del consumo de la instalación del que se aportarán
unos resultados representativos.
Como criterio general, se valorará el aprovechamiento energético de la radiación
solar en la instalación.
3.6.3. Monitorización.
El inversor instalado reportará las siguientes medidas eléctricas para su posible uso
en estudios energéticos.
– Tensión continua e intensidad del generador.
– Potencia CC consumida, incluyendo el inversor como carga CC.
–No será necesario mostrar la potencia CA consumida en instalaciones cuya aplicación es
exclusivamente el bombeo de agua.
– Contador volumétrico de agua.
– Radiación solar en el plano de los módulos medida con un módulo o una célula de
tecnología equivalente.
– Temperatura ambiente en la sombra.
Los datos serán expresados en función de medias horas.
3.7. COMPONENTES Y MATERIALES EMPLEADOS.
3.7.1. Generalidades.
Todas las instalaciones deberán cumplir con las exigencias dispuestas en el
Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión vigente.
Se debe asegurar un aislamiento eléctrico básico (clase I) para equipos y
materiales.
Se deben incluir todos los elementos de seguridad que se estimen necesarios para
proteger a las personas frente a contactos directos e indirectos.
100
Es recomendable la utilización de equipos y materiales de aislamiento eléctrico de
clase II.
Se deben incluir todas aquellas protecciones que se estimen necesarias para
proteger a la instalación frente a cortocircuitos, sobrecargas o sobretensiones.
Todos aquellos materiales que estén situados a la intemperie se deben proteger
contra agentes ambientales y especialmente contra la radiación solar y la humedad. Los
equipos que se encuentren a la intemperie poseerán un grado mínimo de protección IP65,
y aquellos que sean de interior, IP20.
Todos los equipos electrónicos de la instalación tendrán que cumplir con la
normativa en Seguridad Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética
3.7.2. Generación fotovoltaica.
Los módulos fotovoltaicos instalados deberán satisfacer las especificaciones UNE-
EN 61215 para módulos de silicio cristalino. Se entregará la documentación del fabricante
que lo certifique.
El módulo instalado deberá llevar inscrito claramente visible e indeleble tanto el
modelo del mismo como el nombre o logotipo del fabricante así como el número de serie y
la fecha de fabricación, para permitir su identificación individual.
Los marcos laterales en el caso de que se hayan instalado, serán de aluminio o
acero inoxidable.
Un módulo será válido siempre que su potencia máxima y corriente de cortocircuito
en condiciones estándar de medida estén comprendidos en el ± 5 % de los valores
nominales de catálogo.
Tanto la estructura del panel como la de los marcos estarán conectados a una toma
de tierra la cual debe ser la misma que la del resto de la instalación.
Se instalarán los elementos de desconexión. Ambos serán totalmente
independientes el uno del otro, tanto en ambos terminales como a cada una de las ramas
del generador.
101
Cualquier producto que no cumpla alguna de las especificaciones anteriores deberá
contar con la aprobación expresa del IDAE. En cualquier caso han de cumplirse las normas
vigentes de obligado cumplimiento.
3.7.3. Estructura de apoyo.
Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos y se
incluirán todos los accesorios que se precisen. Todo ello vendrá recogido en forma de
paquete indivisible proporcionado por el fabricante.
La estructura de soporte y el sistema de fijación tendrá en cuenta las dilataciones
térmicas que puedan afectar a la integridad de los módulos.
La estructura soporte ya completamente montada y con los paneles solares
instalados sobre ella, ha de resistir, las sobrecargas del viento y nieve de acuerdo con lo
indicado en el Código Técnico de la Edificación (CTE).
La estructura será diseñada para una orientación y un ángulo de inclinación
especificado por el técnico, teniendo en cuenta la facilidad para su montaje y desmontaje,
así como la posible sustitución de los mismos una vez cumplido el periodo de vida útil
establecido por el fabricante.
Dicha estructura debe haber sido tratada mediante algún tipo de tratamiento
superficial contra la acción de los agentes ambientales.
En cuanto a la tornillería empleada debe ser en todo caso de acero inoxidable.
Solamente en el caso de que la estructura sea galvanizada se admitirán tornillos
galvanizados, a excepción de los de sujeción de los módulos a la misma, que siempre
serán de acero inoxidable.
Los topes de sujeción y la propia estructura, nunca podrán hacer sombra a los
módulos.
En el caso de que la estructura soporte este construida mediante perfiles de acero
laminado conformado en frío, debe cumplir con la Norma MV102.
Si es de tipo galvanizada en caliente, cumplirá las Normas UNE 37-501 y UNE 37-
508, debiendo ser de un espesor mínimo de 80 micras para eliminar las necesidades de
mantenimiento y prolongar su vida útil.
102
3.7.4. Acumuladores.
Se desprecian al no disponer de ningún tipo de acumulador nuestra instalación.
3.7.5. Inversores.
Las especificaciones técnicas de este apartado se aplicarán tanto a inversores
monofásicos como trifásicos que funcionen como fuente de tensión.
Lo ideal será usar inversores de onda sinodal, aunque está permitido el uso de
inversores de onda no sinodal, siempre que su potencia nominal sea inferior a 1 kva.
La conexión de los inversores se realizará a la salida de consumo del regulador de
carga o en su caso, a los bornes del acumulador. En este último caso se debe asegurar la
protección del acumulador frente a sobrecargas y sobredescargas.
Además, el inversor siempre debe asegurar una correcta operación en el margen
de tensiones de entrada permitidas por la red.
La regulación del inversor siempre deberá asegurar que tanto la tensión como la
frecuencia de salida estén entre los siguientes márgenes en cualquier condición:
VNom
± 5 %, siendo VNom
= 230 V o 380 V.
50 Hz ± 2%
El inversor tiene que ser capaz de entregar la potencia de forma continua
cumpliendo con los márgenes de temperatura que especifique el fabricante.
Los inversores tendrán que estar protegidos frente a las siguientes situaciones:
– Tensión de entrada fuera del margen de operación.
– Desconexión del acumulador.
– Cortocircuito en la salida de corriente alterna.
– Sobrecargas que excedan la duración y límites permitidos.
El autoconsumo del inversor en vacío siempre será menor o igual al 2 % de la
potencia de salida.
103
Las pérdidas de energía diaria ocasionadas por el autoconsumo del inversor serán
inferiores al 5 % del consumo diario de energía. El inversor dispondrá de un sistema de
“stand-by” para reducir estas pérdidas cuando no esté operando.
El rendimiento del inversor con cargas resistivas será superior a los límites
especificados en la tabla 5.2.
INVERSOR SINODAL
RENDIMIENTO 20% PNom
RENDIMIENTO PNom
PNom < 500 Va 85% 78%
PNom > 500 Va 90% 85%
Tabla 5.2. Rendimiento mínimo permitido por el inversor.
En el caso de sistemas de bombeo de agua con generadores fotovoltaicos de
potencia nominal superior a 500 W es obligatorio disponer de un contador volumétrico que
mida el volumen de agua bombeada.
Estas moto bombas estarán siempre protegidas frente a una posible falta de agua,
ya sea mediante un sistema de detección de la velocidad de giro de la bomba, un detector
de nivel u otro dispositivo dedicado a tal función.
Las pérdidas por fricción en las tuberías y en todos los accesorios del sistema
hidráulico tendrán que ser siempre inferiores al 10% de la energía hidráulica útil
proporcionada por la motobomba.
Se debe asegurar que existe una compatibilidad entre la bomba instalada y la
perforación, para garantizar así que el caudal bombeado nunca exceda el caudal máximo
que se puede extraer del pozo. Siempre será responsabilidad del instalador solicitar al
propietario del pozo un estudio hidrogeológico del mismo.
3.7.6. Cableado.
Todo el cableado que se utilice en la instalación debe cumplir siempre con lo
establecido en la legislación vigente correspondiente.
Los conductores instalados tendrán la sección necesaria para lograr que las caídas
de tensión y el calentamiento de los mismos estén dentro de los límites legales
establecidos. Los conductores deben tener la sección suficiente como para que la caída de
tensión sea inferior al 1,5 % a la tensión nominal continua del sistema.
104
Los positivos y negativos de la parte continua de la instalación se conducirán
separados, protegidos y señalizados de acuerdo a la normativa vigente.
Los cables de exterior estarán protegidos contra la intemperie.
3.7.7. Protecciones y puestas a tierra.
Cualquier instalación cuya tensión nominal sea superior a 48 voltios contará con
una toma de tierra conectada a la estructura soporte de los paneles y a los marcos
metálicos.
El sistema de protecciones asegurará la protección de las personas frente a
contactos directos e indirectos.
La instalación deberá estar protegida frente a cortocircuitos, sobrecargas y
sobretensiones.
3.8. PRUEBAS DE PUESTA EN FUNCIONAMIENTO.
El instalador entregará al usuario un documento en el que se incluyan
detalladamente los componentes, materiales así como los manuales de uso y
mantenimiento de la instalación. Este documento será firmado por duplicado por ambas
partes, conservando cada una un ejemplar.
Las pruebas a realizar por el instalador serán las siguientes:
Funcionamiento y puesta en marcha del sistema.
Prueba de las protecciones del sistema y de las medidas de seguridad.
Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de la Recepción
Provisional de la Instalación. El Acta de Recepción Provisional no se firmará hasta haber
comprobado que el sistema ha funcionado correctamente durante 120 horas
ininterrumpidas.
105
Además se deben cumplir los siguientes requisitos:
Entrega de la documentación requerida.
Retirada de obra de todo el material sobrante.
Limpieza de las zonas ocupadas, con transporte de todos los desechos a vertedero.
3.9. CONTRATO DE MANTENIMIENTO.
3.9.1. Generalidades.
Se realizará un contrato de mantenimiento de una duración mínima de tres años.
Implicará como mínimo una revisión anual.
El contrato de mantenimiento de la instalación siempre incluirá las operaciones de
mantenimiento de todos los elementos de la instalación que indiquen los diferentes
fabricantes.
3.9.2. Mantenimiento.
Se establecerán aquellas condiciones mínimas que siempre deben seguirse para
correcto mantenimiento de las instalaciones de energía solar fotovoltaica aisladas de la red
de distribución eléctrica.
Se definen dos grupos de actuación:
Mantenimiento preventivo: Comprende todas aquellas operaciones de
inspección visual, verificación y cualquier otra que aplicadas a la instalación deben permitir
mantener dentro de unos límites aceptables las condiciones de funcionamiento,
prestaciones, protección y durabilidad de la instalación.
Mantenimiento correctivo: Constituye todas las operaciones de sustitución o
renovación que sean necesarias para asegurar que el sistema funcione de forma correcta
durante su periodo de vida útil. Entre ellas, pueden no estar incluidas ni la mano de obra,
ni las reposiciones de equipos necesarias una vez superado el período de garantía.
106
El mantenimiento siempre se debe llevar a cabo por personal técnico cualificado y
bajo la responsabilidad de la empresa instaladora. Dentro del mantenimiento preventivo se
incluirá una visita al año en la que se tendrán que realizar como mínimo las siguientes
actividades:
– Verificación del funcionamiento de todos los componentes de la instalación.
– Revisión del cableado, conexiones, terminales, etc.
– Inversores: estado de indicadores y alarmas.
– Caídas de tensión en el cableado de continua.
– Verificación de los elementos de seguridad y protecciones: tomas de tierra, actuación de
interruptores de seguridad, fusibles, etc.
– Comprobación del estado de los módulos: situación respecto al proyecto original, limpieza
y presencia de daños que afecten a la seguridad y protecciones.
– Estructura soporte: revisión de daños en la estructura, deterioro por agentes ambientales,
oxidación, etc.
– Regulador de carga: caídas de tensión entre terminales, funcionamiento de indicadores,
etc.
3.9.3. Garantía de la instalación.
Si así fuese necesario, la instalación tendrá que ser reparada de acuerdo con estas
condiciones generales si ha sufrido una avería a causa de un defecto de montaje o de
cualquiera de los componentes, siempre que esta haya sido manipulada correctamente y
de acuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones.
La garantía será a favor del cliente siempre que esta esté certificada mediante la
fecha que acredite la entrega de la instalación.
El suministrador del producto, está obligado a garantizar la instalación durante un
período mínimo de tres años tanto para todos los materiales utilizados como para el
107
montaje de los mismos. En el caso de los módulos fotovoltaicos, la garantía tiene que ser
de ocho años.
Dicha garantía tiene que incluir tanto la reparación como la reposición de
componentes y piezas que puedan ser defectuosas, así como la mano de obra. Quedarán
incluidos los siguientes gastos: tiempo y coste de desplazamiento, medios de transporte,
amortización de vehículos y herramientas, disponibilidad, portes de recogida y devolución
de los equipos para su posterior reparación por parte del fabricante.
La garantía podrá anularse en el caso de que la instalación haya sido reparada,
modificada o desmontada, aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al suministrador
o que no estén autorizados expresamente por el suministrador.
108
DOCUMENTO 4
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
109
ÍNDICE
4. DOCUMENTO 4: ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL…………………...…108
4.1. OBJETO, FINALIDAD Y DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD................110
4.1.1. OBJETO.................................................................................................110
4.1.2. FINALIDAD…………………………………………………………………..110
4.1.3. ANTECEDENTES..................................................................................110
4.1.4. LOCALIZACIÓN....................................................................................110
4.1.5. SUELO OCUPADO POR LA INSTALACIÓN..........................................110
4.2. MAQUINARIA, EQUIPOS Y PROCESOS.............................................111
4.2.1. REPLANTEO..........................................................................................111
4.2.2. ACCESOS Y EXCAVACIÓN..................................................................111
4.2.3. HORMIGONADO....................................................................................112
4.3. MATERIALES EMPLEADOS.................................................................113
4.3.1. ESTRUCTURA PORTANTE DE LOS PANELES SOLARES..................113
4.3.2. EMBALSE................................................................................................113
4.3.3. CONDUCTORES. …………………………………………………………....113
4.3.4. ZANJAS....................................................................................................113
4.4. RIESGOS AMBIENTALES Y SU CORRECCIÓN......................................114
4.4.1. EMISIONES A LA ATMOSFERA.............................................................116
4.4.1.1. Campos eléctricos.......................................................................116
4.4.1.2. Agua y vertidos de líquidos..........................................................117
4.5. CONCLUSIÓN DEL ANÁLISIS................................................................118
110
4. DOCUMENTO 4: ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL.
4.1. OBJETO, FINALIDAD Y DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD.
4.1.1. Objeto.
Se formula el presente anexo al proyecto de “Instalación Fotovoltaica mediante
bomba sumergida destinada al riego del olivar”, para obtener de la Administración la
Autorización Administrativa de la construcción de la instalación, y así aprobar el proyecto
de ejecución de las mismas.
Este anexo ha sido redactado de acuerdo con la vigente reglamentación.
4.1.2. Finalidad.
El fin del anexo es hacer constar que este proyecto cumple con lo indicado en la
Ley 7/2007, de 9 de julio, de Gestión Integrada de la Calidad Ambiental, Sección 5ª,
Calificación Ambiental, Art. 41 y siguientes.
4.1.3. Antecedentes.
Este Análisis Ambiental se realiza para complementar el proyecto de instalación
solar fotovoltaica.
4.1.4. Localización.
Las instalaciones que se proyectan estarán ubicadas en el término municipal de
“Moclín” según puede verse en los planos que se acompañan.
La instalación no afecta a ningún Parque Natural, ni a Parque Nacional o Espacio
Protegido.
La instalación, no está situada en zona de especial protección para las aves o de
especial conservación definidas en el artículo 2.1.d) de la Ley 2/1989, de 18 de julio de
espacios protegidos de Andalucía.
4.1.5. Suelo ocupado por la instalación.
La superficie ocupada por la instalación afecta a varios niveles y zonas.
La perforación ocupa 140mm de diámetro a una profundidad de 90 metros.
111
La instalación de la estructura que soporta los paneles solares junto a los
cuadros de protección y mando ocupa una superficie de 50m2. La altura
máxima de esta estructura es de 2 metros.
El montaje del embalse de almacenamiento de agua tiene un diámetro de 6
metros y una altura de 3 metros.
La zanja que comunica dichos sectores tiene una longitud total de 250
metros y unas dimensiones de 60 x 60 centímetros.
4.2. MAQUINARIA EQUIPOS Y PROCESOS.
En todo el proceso podemos distinguir las siguientes fases:
4.2.1. Replanteo.
El replanteo de la instalación se hará de forma visual según las necesidades del
cliente y considerando la inclinación del terreno.
4.2.2. Accesos y excavación.
En el caso de tener que realizar algún camino provisional para llegar a cualquier
punto de la instalación, se hará de tal forma que se produzcan las mínimas alteraciones en
el terreno. Preferentemente se usarán los caminos existentes, aunque en algunos casos
no sean los más adecuados.
Está prohibido cambiar las corrientes naturales del agua, realizar desmontes o
terraplenes carentes de una mínima capa de tierra vegetal. Cuando las características del
terreno lo obliguen, se canalizarán las aguas de forma que se eviten encharcamientos y
erosiones del terreno.
Será primordial causar el mínimo daño posible en la cubierta vegetal de la zona, así
como mantener cerradas en todo momento las cercas de propiedades que se crucen, a fin
de evitar movimientos de ganado no previstos.
112
En huertos, frutales, viñas y otros espacios sensibles, se podrá obligar a que el
acceso se realice con vehículos ligeros. La excavación para los apoyos de la estructura de
las placas solares así como la base del embalse se hará con máquina retroexcavadora con
ruedas o cadenas. Si no es posible el acceso de estas máquinas, se efectuará la
excavación manual mediante herramientas o compresores.
El Contratista siempre tendrá que señalizar y proteger la zona de obras de manera
que se evite la caída de personas o animales, asumiendo siempre la responsabilidad civil
o criminal en que pudiera incurrirse. En el caso de que exista la posibilidad de entrada de
agua en los hoyos, ésta deberá ser sacada antes del hormigonado.
Cuando se efectúen desplazamientos de tierras, la capa vegetal superficial arable
tendrá que ser separada de forma que pueda ser colocada después en su lugar inicial, para
conseguir así volver a dar a la zona su estado de suelo cultivable. La ocupación de suelo
solo afectará a lo previsto en las dimensiones de cimentación.
Los sobrantes de tierra de la excavación serán transportados a un lugar donde no
ocasionen perjuicio alguno.
Las excavaciones se coordinarán con el hormigonado de tal forma que el tiempo
entre ambas operaciones se reduzca todo lo posible. Si las causas atmosféricas o la falta
de consistencia del terreno, lo aconsejaran, puede establecerse que la apertura y el
hormigonado se solapen de forma inmediata. En cualquier caso, nunca se separarán las
excavaciones del hormigonado más de diez días.
4.2.3. Hormigonado.
Tanto el hormigonado de los apoyos de la estructura de los paneles solares como
la base del embalse se realizaran con hormigón de planta cuya resistencia característica
es de 150 kp/cm2 a los 28 días y con una cantidad mínima de cemento por m3 de 200 kg.
Esta operación se debe de realizar mediante un camión hormigonera.
En el caso de los apoyos de la estructura, la primera operación que se tiene que
realizar justo antes de empezar el hormigonado, será colocar la pica de toma de tierra en
el fondo de la excavación, así como realizar la conexión de los cables de toma de tierra
con dicha pica de tierra. Dichos cables se instalarán bajo tubo corrugado de 32 mm de
diámetro interior y con una longitud suficiente para sobresalir sobre la peana de la zapata.
113
Se colocarán los anclajes sobre los fosos debidamente emplazados en alineación,
cota y nivelación, fijándolos a continuación al terreno de forma que no pueda sufrir
movimiento.
Se rellenará la excavación de hormigón, vertido por capas o tongadas, evitando
desplazamientos en la base del anclaje. Se cuidará especialmente la compactación del
hormigón.
En el caso de la base bajo el embalse, se procederá colocando una malla metálica
de 15x15 centímetros de 2 milímetros de grosor, que evitará la deformación de la
plataforma. Posteriormente se encofrará el perímetro y se procederá a verter el hormigón
sobre la misma.
4.3. MATERIALES EMPLEADOS.
4.3.1. Estructura portante de los paneles solares.
Será metálica y galvanizada en caliente, con fuste en barras atornilladas.
4.3.2. Embalse.
Formado por chapa ondulada de acero galvanizado, unidas entre sí por tornillos con
tuerca de freno, aplicando material epoxi en las uniones para evitar fugas de agua.
4.3.3. Conductores.
Todos los conductores utilizados en la instalación serán de cobre con cubierta aptos
para su uso al aire libre o bajo tubo distinguiendo entre si serán usados en corriente alterna
o corriente continua. La sección y denominación de cada uno se determinará en su
apartado correspondiente.
4.3.4. Zanjas.
Existirán dos zanjas en la instalación, ambas tendrán unas dimensiones de 60 x 60
centímetros. Una de ellas albergará la tubería de agua que unirá el pozo con el embalse.
La otra unirá los cuadros eléctricos con los paneles solares y con la perforación. La
composición de ambas zanjas será la misma, la estipulada para líneas subterráneas de
baja tensión.
114
Estarán constituidas por una base de grava fina de diez centímetros sobre la que
se posará la tubería y luego se aplicará una capa de diez centímetros de arena. El resto se
rellenará con tierra vegetal previa retirada de piedras.
NÚMERO DE ZANJA
TIPO DIMENSIONES LONGITUD (m) CONTENIDO
1
1
60x60 cm
250
Tubería de agua
2
2
Tubería 50mm2 línea eléctrica
trifásica.
Tabla 6.1. Composición de las zanjas de la instalación.
Debido a la sencillez de este apartado concreto en la instalación no se adjunta
plano de las zanjas y se expone su esquema de composición a continuación.
0.4
5 m
.0
.10
m.
0.0
5 m
.
0.60 m.
0.05 m.
TIERRA VEGETAL
GRAVA GRANO FINO
TUBERÍA DE AGUA / TUBO LÍNEA ELÉCTRICA
Imagen 6.1. Composición de las zanjas de la instalación.
4.4. RIESGOS AMBIENTALES Y SU CORRECCIÓN.
El hecho de llevar a cabo una instalación abastecida mediante energía renovable
responde en primer lugar a las necesidades del cliente, pero en términos medioambientales
sin duda ofrece las mejores garantías así como la garantía de que el suministro eléctrico
de la instalación tendrá un coste cero durante un mínimo de 20 años que según el
115
fabricante, es el periodo de vida del elemento más expuesto a desgaste como son los
módulos fotovoltaicos poli cristalinos.
Por ello se ha creído conveniente no escatimar en la calidad de este elemento que
será el que determine la vida útil de la instalación hasta una segunda inversión para su
reposición.
El fabricante en este caso asegura un rendimiento de entre el 90 y el 80 por ciento
al cabo de los 15 a 25 años de uso.
En cuanto a factores medioambientales, no cabe duda de que cualquier forma de
energía renovable será más limpia y segura que cualquier otra.
La instalación, llevada a cabo en campo abierto supone tener en cuenta varios
campos de impacto ambiental, todos ellos regulados y permitidos por el ministerio de medio
ambiente.
Por un lado se implantará una plataforma que albergará las 30 placas fotovoltaicas
cuyas dimensiones son de unos 50 metros cuadrados. Una vez colocada, esta instalación
no emite ningún tipo de ruido, contaminante o agente molesto para la flora y fauna del
entorno.
La colocación del embalse acumulativo se lleva a cabo en la parte superior de la
finca junto a una zona arbolada por lo que se reduce su impacto visual. A parte, está
constituida por chapa de color verde con el propósito de reducir el impacto visual aún más.
La perforación del pozo supone el mayor riesgo ambiental de la instalación debido
al sondeo que se realiza en las subcapas terrestres y a la extracción de agua de un afluente
subterráneo. Dichas perforaciones están perfectamente reglamentadas por la
confederación hidrográfica del Guadalquivir que regula los pozos de riego mediante la
instalación de un contador que limita el consumo anual de agua en 3000 m3 con lo que se
logra el mantenimiento de los afluentes subterráneos.
116
4.4.1 Emisiones a la atmosfera.
4.4.1.1. Campos eléctricos.
Es definir un método de medida de campos eléctricos (CE) y magnéticos (CM) en
las Instalaciones de Eléctrica, para ver la perturbación que produciría la emisión de un
campo eléctrico y/o de inducción magnética en las mismas. Así se asegura que las
instalaciones no superen los límites estipulados en la recomendación europea que son a
frecuencia industrial de 50 Hz las siguientes:
• Campo eléctrico: 5 kV/m
• Campo magnético: 100 μT
DESCRIPCIÓN.
Medición de campos eléctricos y magnéticos.
Llevaremos a cabo mediciones de campos eléctricos o magnéticos siempre que nos
encontremos a la intemperie y siempre que se de alguna de las siguientes causas:
• Debido a una queja justificada.
• Por iniciativa de la Dirección Territorial de Distribución debido a la existencia de una
Variación en las características de los equipos instalados o cualquier otra modificación o
ampliación de la instalación inicialmente programada.
Siempre se intentará atender cualquier reclamación, queja o solicitud por parte del
usuario para disminuir la preocupación del mismo. Si la reclamación persistiera o en el caso
de que pueda existir la posibilidad de trascender a un responsable de mayor rango, así
como al departamento correspondiente, se valorará la necesidad de realizar la medición.
En cualquiera de los casos, los responsables de la Instalación siempre podrán
solicitar dicha medición con algún propósito.
Equipos de medida.
Se deberá utilizar para efectuar las mediciones aquellos equipos de medición
digitales o analógicos que posean como mínimo las siguientes escalas:
• Campo eléctrico: de 1 V a 50 kV
• Campo magnético: de 0,01 μT a 200 μT.
• Ancho de banda de frecuencias: 50 Hz.
117
Calibración de equipos.
Es de obligado cumplimiento que los equipos estén correctamente calibrados y
precintados conforme a la instrucción técnica NNA-108 “Seguimiento y calibración de los
equipos de medición”.
MÉTODO ESTABLECIDO PARA LLEVAR A CABO LA MEDIDA.
El protocolo de medida válido de Campos Magnéticos, será el que siga las
indicaciones establecidas siempre que se lleve a cabo en cualquiera de los siguientes tipos
de instalaciones:
• Líneas aéreas de transporte y distribución
• Subestaciones transformadoras
• Centros de transformación
• Red de baja tensión
• Viviendas
Y para las mediciones de campo eléctrico:
• Líneas aéreas de transporte y distribución
Al no estar incluido el propósito de nuestro proyecto en ninguno de los puntos
nombrados, no es de interés esta medida.
4.4.1.2. Agua y vertidos de líquidos.
ÁMBITO DE APLICACIÓN.
Es de aplicación a la gestión de los residuos peligrosos, producidos en las
instalaciones de transporte, transformación y distribución eléctrica de Eléctrica.
Por lo tanto no procede su aplicación en nuestro proyecto.
MEDIDAS DE SEGUIMIENTO Y CONTROL.
Se obedecerá a lo estipulado en el R. D. 1955/2000, de 1 de diciembre, CAPÍTULO
VI - Revisiones e inspecciones Artículo 163. Revisiones periódicas.
118
1. Las instalaciones de producción, transporte y distribución de energía eléctrica,
tendrán que ser revisadas como mínimo cada tres años siempre por técnicos
titulados y designados por el titular de la instalación.
2. Dichos técnicos encargados de la revisión estarán obligados a rellenar los boletines
en los que se consignarán y certificarán todos los datos recogidos. También se
especificará el cumplimiento de las condiciones reglamentarias o en su caso, la
propuesta de las medidas correctoras necesarias.
Por lo tanto no procede su aplicación en nuestro proyecto.
4.5. CONCLUSIÓN DEL ANÁLISIS.
Considerando lo expuesto, esperamos que este ANEXO de ANÁLISIS
AMBIENTAL, al proyecto de “Instalación fotovoltaica mediante bomba sumergida destinada
al riego del olivar”, merezca la aprobación de la Administración, concediendo la
correspondiente autorización administrativa.
119
DOCUMENTO 5
ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD
120
ÍNDICE
5. DOCUMENTO 5. ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD……………………..119
5.1. DURANTE LA INSTALACIÓN................................................................121
5.2. REVISIÓN DEL EQUIPO........................................................................121
5.3. EQUIPO DE PROTECCIÓN...................................................................122
5.4. NORMAS GENERALES.........................................................................123
5.5. RECOMENDACIONES PARA LA INSTALACIÓN DE LA BOMBA
SUMERGIDA...........................................................................................124
5.6. PRECAUCIONES EN LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA.........................125
121
5. DOCUMENTO 5. ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD.
De acuerdo con el artículo 4º del RD 1627/1997, de 24 de octubre sobre
disposiciones mínimas de seguridad y salud en obras de construcción, el promotor está
obligado a que en fase de redacción del proyecto, se elabore Estudio de Seguridad y Salud
en los siguientes supuestos.
1. Que el presupuesto a la hora de ejecutar por contrata incluido en el proyecto sea
igual o mayor a 450 000 euros.
2. Que la duración de la obra sea superior a 30 días laborables.
3. Que el volumen de mano de obra aproximado sea superior a 500 días.
Se prevé una duración en días en la ejecución del proyecto próxima a la exigida
para la elaboración de dicho informe, por lo que procedemos a su realización.
5.1. DURANTE LA INSTALACIÓN.
Durante las labores de montaje, de equipos pesados que precisan de grúas como
es el caso del montaje de la estructura y los propios paneles fotovoltaicos así como en el
momento de la introducción de la bomba sumergida en el pozo, son frecuentes los
accidentes por aprisionamiento de extremidades.
Por ello se pondrá especial atención sobre todo cuando el personal no sea muy
experimentado o lleve escaso tiempo desarrollando el trabajo de ayuda en el proceso de
montaje.
5.1. REVISIÓN DEL EQUIPO.
Será aconsejable tomar la costumbre de revisar los equipos antes de comenzar a
trabajar con ellos, teniendo especial atención de que hayan sido utilizados correctamente
en su uso anterior.
En el uso de grúas será muy importante revisar y engrasar las poleas,
transmisiones, cables, vientos…etc. Se revisarán también frenos y embragues del
mecanismo de descenso del cable.
Sobre todo si se trabaja bajo lluvia habrá que tener especial precaución en el uso
de grúas con las protecciones de frenos de cable ya que al humedecerse podrían perder
su efectividad.
122
5.2. EQUIPO DE PROTECCIÓN.
El personal deberá ir provisto durante la ejecución de los trabajos del equipo
necesario de protección (según método y maquinaria):
ZONA PROTECCIÓN HOMOLOGADA
NORMA
Cabeza Casco 1
Oídos P. Auditiva 2
Vista Pantalla de soldador 3
Oculares filtrantes 18
Vías Respiratorias
Mascarilla auto filtrante 9
Extremidades superiores
Guantes 4
Extremidades
inferiores
Calzado anti golpe contra riesgo mecánico
5
Botas impermeables 27
Tabla 7.1. EPI Obligatorios.
Será obligatorio contar en las inmediaciones de la obra con un botiquín de primeros
auxilios que contenga al menos los siguientes elementos:
Alcohol
Algodón hidrofílico
Agua oxigenada
Betadine
Gasas
Vendas
Tiritas
Esparadrapo
Tijeras
Pinzas
Aspirinas
Antiácidos
Pomadas anti quemaduras
Colirios (cerrados y renovados tras cada uso)
123
5.3. NORMAS GENERALES.
1. Queda terminantemente prohibido permanecer en la zona al personal que no sea
de alguna de las empresas responsables de la instalación dentro del radio de
acción de la maquinaria. Dicho radio se establece en quince metros alrededor de
la instalación. Cualquier persona que no cumpla esta norma, lo hará bajo su
exclusiva responsabilidad.
2. Se guardará especial vigilancia en la distancia a guardar con cualquier tendido
eléctrico cercano a la obra. Para líneas de A.T. será de veinticinco metros
medidos perpendicularmente a ésta. Cuando por circunstancias no fuera posible
establecer esta distancia se comunicará a la autoridad pertinente la cual
establecerá las preinscripciones oportunas.
3. En el caso de la perforación del pozo, en el caso de que resulte negativa se
procederá a su relleno antes de la retirada del equipo.
4. En el caso de que la perforación resulte positiva y hasta la instalación del equipo
necesario para introducir la bomba sumergible, el pozo permanecerá precintado,
bien con candado de seguridad, bien mediante puntos de soldadura.
5. Todas las zonas donde se realice el trabajo de los operarios deberán permanecer
limpias de barro y lodos, operación que deberá de repetirse cada vez que se
realice algún movimiento de tierras o escombros.
6. La dirección técnica de encargará de dar las órdenes oportunas para que en todo
momento se guarden las Normas Básicas de Seguridad para este tipo de
instalaciones. A tal efecto en el Parte de dirección quedarán reflejadas las que
por sus características requieran especial atención durante el proceso de
ejecución.
7. La empresa contratada para la ejecución de los trabajos deberá estar en posesión
del Documento de Calificación Empresarial (D.C.E.) otorgado por la Conserjería
de Industria así como el número de Registro Industrial.
124
8. El personal encargado de la maquinaria -Oficial de 1ª- deberá estar en posesión
del certificado de aptitud que lo cualifique para el trabajo que desempeñe,
otorgado por el departamento correspondiente.
5.4. RECOMENDACIONES PARA LA INSTALACIÓN DE LA MOTO BOMBA
SUMERGIDA.
1. Antes de proceder a la instalación de una bomba con motor sumergido en un
sondeo, dicho motor se llenará de agua limpia, estando en posición vertical.
2. Para comprobar que el eje de la bomba no está agarrotado se quitará el filtro de
succión y con el auxilio de una herramienta adecuada se hará girar el eje para
desbloquearlo en el caso de que lo estuviese.
3. No deberá rozarse el cable conductor sobre el borde cortante de entubado del
sondeo. Este cable se sujetará en tramos cortos a la tubería de impulsión.
4. La moto bomba trifásica debe ir protegida con relés eléctricos en cada una de sus
fases. Si el amperaje supera en un 10% el valor nominal e trabajo, deberá
desconectarse la bomba para evitar que se queme el bobinado del motor.
5. La rejilla de impulsión de la boba deberá quedar instalada por debajo del nivel
dinámico indicado en el estudio hidrogeológico.
6. La impulsión de la bomba (rejilla de succión) no deberá coincidir con los filtros de
la entubación ni con los acuíferos del sondeo.
7. La tubería de la columna de impulsión deberá resultar perfectamente vertical.
8. Cuando por la envergadura de la instalación los tubos vayan provistos de bridas
deberán tener muescas o entalladuras para el alojamiento de cables.
9. La columna de la bomba se suspenderá de unas abrazaderas de resistencia
adecuada anclada en los fundamentos de hormigón.
125
10. Siempre, por seguridad debido al posible descenso de los niveles de agua deberá
instalarse un guarda nivel automático.
11. En periodos fríos deberá tenerse cuidado con la posible congelación del agua
contenida en la bomba. Si la bomba se retira del pozo se deberá de vaciar de
agua por el mismo motivo.
12. Las bombas para ser almacenadas deberán limpiarse cuidadosamente
vaciándoles el agua y colocándolas en posición vertical.
5.5. PRECAUCIONES EN LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA.
Se llevará a cabo según la guía técnica para la evaluación y prevención del riesgo
eléctrico según el RD 614/2001 de 8 de junio BOE nº148 de 21 de junio.
Podemos destacar que siempre que se realicen trabajos en tensión se deben seguir
las comúnmente conocidas “Cinco reglas de oro” de la electricidad.
1. Desconexión.
Como medida preventiva, antes de iniciar cualquier trabajo eléctrico sin tensión se
deben de desconectar todas aquellas posibles fuentes de tensión de la instalación,
especialmente las alimentaciones de generadores, transformadores, sistemas de
alimentación interrumpida y baterías de condensadores.
Consideraremos que el corte ha sido bueno cuando podamos ver por nosotros
mismos los contactos abiertos y con espacio suficiente como para asegurar el aislamiento.
Esto se denomina como corte visible.
En el caso de equipos donde no es posible ver directamente los contactos, los
fabricantes incorporan indicadores de la posición de los mismos. Si el equipo está
homologado, tenemos la garantía de que el corte se ha correctamente. Esto se entiende
como corte efectivo. La simple observación del mando del dispositivo no es garantía.
2. Enclavamiento, bloqueo y señalización.
Se debe prevenir cualquier posible re-conexión, utilizando para ello medios
mecánicos. No se deben emplear medios fácilmente anulables. Cuando los dispositivos
126
sean activados a distancia, se debe anular el telemando eliminando la alimentación
eléctrica del circuito de maniobra.
En los dispositivos de mando enclavados se realizará la correspondiente
señalización para indicar que se están realizando trabajos en ellos.
Además, es conveniente poner en conocimiento del resto de trabajadores que se
ha efectuado el corte eléctrico y que se está trabajando sobre los elementos a los que
afecta dicho corte.
3. Comprobación de ausencia de tensión.
En los trabajos eléctricos debe existir la premisa de que, hasta que no se demuestre
lo contrario, los elementos que puedan estar en tensión, lo estarán de forma efectiva.
Para ello, siempre comprobaremos mediante equipos de medida apropiados que el
nivel de tensión en el elemento comprobado sea cero.
Aun así, haber realizado los pasos anteriores no garantiza la ausencia de tensión
en la instalación.
La verificación de ausencia de tensión debe hacerse en cada una de las fases y en
el conductor neutro, en caso de existir. Además se recomienda verificar la ausencia de
tensión en todas las masas accesibles.
4. Puesta a tierra y en cortocircuito.
Este punto es de especial importancia, ya que creará una zona de seguridad virtual
alrededor de la zona de trabajo.
En el caso de que la línea o el equipo volviesen a ponerse en tensión, bien por una
realimentación, un accidente o un fallo de aislamiento o tormenta eléctrica, se produciría
un cortocircuito y se derivaría la corriente de falta a Tierra, quedando sin peligro la parte
afectada por los trabajos.
Aquellos equipos conectados a tierra, deberán soportar la intensidad máxima en
dicho punto de la instalación sin incurrir en avería. Toda aquella conexión que pueda ser
víctima de un deterioro mecánico debe soportar cualquier tipo de movimiento que pueda
darse en esa situación. Hay que tener en cuenta que un cortocircuito generará grandes
esfuerzos electrodinámicos.
127
Las conexiones a tierra se deben conectar en primer lugar a la línea, para después
realizar la puesta a tierra. Los dispositivos deben ser visibles desde la zona de trabajo. Es
recomendable poner un juego de puente de cortocircuito y puesta a tierra al comienzo de
la instalación y otro al final que se dejarán sin servicio, y otros dos lo más cerca posible de
la zona de trabajo.
5. Señalización de la zona de trabajo.
Siempre señalizaremos la zona de trabajo de forma adecuada. Para ello podemos
utilizar tanto conos como vallas o cualquier elemento que se considere adecuado. Si
procede, también se señalizarán zonas seguras de cara a evitar accidentes con personal
ajeno a la instalación.
128
DOCUMENTO 6
PRESUPUESTO
129
ÍNDICE
6. DOCUMENTO 6: PRESUPUESTO……………………………………..……….128
6.1. PERFORACIÓN....................................................................................130
6.2. BOMBA SUMERGIBLE……………………………………………………131
6.3. INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA........................................................132
6.4. ALMACENAMIENTO DE AGUA..........................................................133
6.5. PRESUPUESTO TOTAL......................................................................134
6.6. CONCLUSIONES FINALES.................................................................135
6.7. BIBLIOGRAFÍA....................................................................................136
130
6. DOCUMENTO 6: PRESUPUESTO.
A continuación se detallan las diferentes partidas presupuestarias del
proyecto, dividiéndolas claramente en los bloques que componen el proyecto.
A la finalización de este documento se expresa la tabla resumen del
presupuesto que engloba la suma total de todas y cada una de las partidas
expuestas.
6.1. PERFORACIÓN.
CONCEPTO DESCRIPCIÓN MEDIDA CANTIDAD PRECIO
UNITARIO
PRECIO
TOTAL
Perforación Mediante perforadora de
150mm de diámetro.
Metros 90 15 1 350
Entubado
Entubar la perforación con
tubo de acero de 1mm de
grosor y de 140mm de
diámetro interior.
Metros
85
10
850
Aforo
Aforamiento de la
perforación para
determinar el caudal de
agua de la misma.
Ud.
1
350
350
Mano de
obra
Referida a los trabajadores
presenciales durante las
operaciones descritas.
Operarios
/ Horas
3 x 8 12 288
Subtotal 2 838 €
+21 IVA 596 €
TOTAL 3 434 €
Tabla 8.1. Presupuesto Partida Perforación.
131
6.2. BOMBA SUMERGIBLE.
CONCEPTO DESCRIPCIÓN MEDIDA CANTIDAD PRECIO
UNITARIO
PRECIO
TOTAL
Bomba
Sumergida
SAER FS-98 D/26 3Kw 4
C.V. 4” Sumergible
trifásica 230v 19,1A
1.1l/Seg 4 m3/h a 138m
Ud.
1
1 154
1 154
Tubería
Tubería de PVC de alta
densidad D=50mm color
negro, uso alimentario
10Atm.
Metros
90
1,55
139,5
Cable de
alimentación
Manguera tetra polar de
2,5mm de cobre
Metros 100 3,25 325
Cable Sondas Manguera tetra polar de
1,5mm de cobre
Metros 100 2,85 285
Sujeciones Horquilla de acero de
sujeción
Ud.
1
45 45
Acoplamientos
Unión roscada metálica
50mm
Ud. 1 12 12
Codo 90º 50mm Ud. 1 8,50 8,50
Llave de paso 50mm Ud. 1 24 24
Válvula de globo 50mm Ud. 1 47,50 47,50
Cuadro
Eléctrico
Cuadro eléctrico
completo con dispositivos
de mando y protección
del motor y unidad de
control de nivel mediante
sondas
Ud.
1
650
650
Mano de obra
Referida a los
trabajadores presenciales
durante las operaciones
descritas.
Horas
2 x 7,5
15
225
Subtotal 2 916 €
+21 IVA 612 €
TOTAL 3 528 €
Tabla 8.2. Presupuesto Partida Bomba Sumergible.
132
6.3. INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA.
CONCEPTO DESCRIPCIÓN MEDIDA CANTIDAD PRECIO
UNITARIO
PRECIO
TOTAL
Retroexcavadora
Preparación de la
superficie para la
colocación de
paramenta soporte de
las placas
fotovoltaicas
Horas
2,5
37
92,5
Realización de las 8
zapatas para anclaje
de la paramenta.
Horas
1,5
37
55,5
Construcción
Constituye los
materiales para la
cimentación de las
zapatas y la
construcción de la
caseta para ubicar los
cuadros eléctricos.
Euros
850
850
Estructura
Estructura metálica
prefabricada de acero
inoxidable de 4920 x
9920 cm para la
ubicación de las
placas fotovoltaicas
Ud.
1
3753
3 753
Placas
Fotovoltaicas
Placas Fotovoltaicas
marca: AXITEC serie:
AXIPOWER POLI
CRISTALINO DE 60
CÉLULAS
Modelo: AC-
250p/156-60s
Ud.
30
479
14 370
Cuadro
Electrónico
Variador + Regulador
de tensión marca
OMROM MX2 4fases
380v
Ud.
1
649
649
133
Cableado
Manguera 3 x 4mm
cobre
Metros 35 4,5 158
Manguera 4 x 4 mm
cobre
Metros. 10 3,85 38,5
Mano de obra
Referida a los
trabajadores
presenciales durante
las operaciones
descritas.
Horas
3 x 35
12,5
1 312,5
Subtotal 21 279 €
+21 IVA 4 469 €
TOTAL 25 748 €
Tabla 8.3. Presupuesto Partida Instalación Fotovoltaica.
6.4. ALMACENAMIENTO DE AGUA.
CONCEPTO DESCRIPCIÓN MEDIDA CANTIDAD PRECIO
UNITARIO
PRECIO
TOTAL
Retroexcavadora
Preparación de la
superficie para la
colocación de
paramenta soporte
de las placas
fotovoltaicas
Horas
2,5
37
92,5
Realización de
zangas para el
soterramiento de
tuberías
Horas
6
37
222
Construcción
Constituye los
materiales para la
cimentación de la
base hormigonada
con malla de acero
del embalse
Euros
1350
1350
134
Embalse
Chapa de acero
ondulada galvanizada
de 1mm de grosor con
pintura protectora de
color verde
Kg
3200
3,25
10 400
Tubería
Tubería de PVC de
alta densidad
D=50mm color negro,
uso alimentario
10Atm.
Metros
295
1,55
457,25
Mano de obra
Referida a los
trabajadores
presenciales durante
las operaciones
descritas.
Horas
3 x 8
12
288
Subtotal 12 810 €
+21 IVA 2 690 €
TOTAL 15 500€
Tabla 8.4. Presupuesto Partida Embalse de Almacenamiento.
6.5. PRESUPUESTO TOTAL.
CONCEPTO PRECIO UNITARIO PRECIO TOTAL
Perforación 3 434 3 434
Bomba Sumergible 3 528 3 528
Fotovoltaica 25 748 25 748
Almacenamiento 15 500 15 500
Subtotal IVA Incluido 48 210 € +7 % Beneficio Industrial 3 375 €
TOTAL 51 584 €
Tabla 8.5. Presupuesto Resumen Total.
135
6.6. CONCLUSIONES FINALES.
La conclusión global más objetiva que podemos afirmar tras finalizar este proyecto
es que hemos cumplidos los objetivos que nos marcábamos a su comienzo.
1. Poner en práctica conocimientos adquiridos en el estudio de la Ingeniería
Industrial.
Hemos tenido que realizar cálculos eléctricos, cálculos con aspectos
mecánicos, en materia de fluidos y hemos abarcado un amplio abanico de
materias estudiadas en el Grado de Ingeniería Industrial.
2. Realizar un proyecto aplicable a la vida real con utilidades y necesidades reales.
Tal es así, que nos hemos basado en una instalación real de nuestra
propiedad con la que hemos contrastado todos los resultados y la cual
hemos mejorado su rendimiento.
3. Demostrar las ventajas de las energías renovables frente a otras fuentes de
energía tradicionales.
Sin duda es uno de los objetivos primordiales de este proyecto. Hemos
demostrado gráfica y económicamente la rentabilidad de un proyecto que
cuenta con fuentes de energía renovables. En el aspecto medioambiental,
qué duda cabe que hemos optimizado nuestro proyecto primitivo que solo
contaba con una fuente de energía tradicional.
4. Acercar la innovación a un campo en pleno desarrollo tecnológico como la
agricultura.
En un entorno rural como el que se ha desarrollado el proyecto, acercar la
tecnología de las energías renovables supone todo un avance para la
sociedad y la agricultura de dicho entorno.
5. Uso de la tecnología eléctrica para mejorar la productividad.
No nos cabe ninguna duda de que la productividad de nuestra instalación
mejorará gracias a la ayuda de la energía solar fotovoltaica. Prueba de ello
es ascensión de este tipo de instalaciones en entornos no industrializaos.
136
6. Aplicar la solución más económica y viable a largo plazo para el cliente.
Hemos dedicado un epígrafe de este proyecto al estudio de dicha
rentabilidad, demostrando que sin lugar a dudas la solución adoptada es
la más viable en la actualidad, y lo será aún más en un futuro muy próximo.
7. Realizar un proyecto sostenible y respetable con el medio ambiente.
Cualquier proyecto que incluya una fuente de energía renovable será más
sostenible y respetable con el medio ambiente que cualquier otro que no
disponga de ellas.
Como apunte final garantizamos que hemos realizado un proyecto acorde con el
propósito en este Grado de Ingeniería en el que se recoge una actividad actual y en pleno
desarrollo como la energía renovable.
Hemos realizado dicho proyecto siguiendo un orden estipulado, dando mayor
importancia a aquellas áreas que son de nuestro ámbito de estudio y menos a las que no,
pero sin olvidarnos de ellas.
Podemos concluir afirmando con plena satisfacción que el proyecto realizado así
como los resultados obtenidos, son realistas y perfectamente aplicables en un entorno
laboral real.
6.7. BIBLIOGRAFÍA.
ASIGNATURAS CURSADAS QUE HAN RESULTADO DE ESPECIAL INTERÉS EN EL
DESARROLLO DE ESTE PROYECTO:
Automática industrial.
Centrales eléctricas I.
Dibujo industrial.
Fundamentos de electrónica.
Generación eléctrica distribuida.
Instalaciones eléctricas de baja tensión.
Máquinas eléctricas I.
Mecánica de fluidos.
137
OTROS TFG QUE HAN SERVIDO DE APOYO:
Prototipo de sistema de bombeo fotovoltaico para proyectos de
cooperación al desarrollo con tecnologías apropiadas. Universidad Carlos
III de Madrid. Autor: David Arija González.
Alimentación eléctrica a 66 Kv para subestación de tracción eléctrica de
3300Vcc, y 3,3 MW. Universidad de Jaén. Autor: Luis Olmo Molina.
Instalación fotovoltaica sobre cubierta. Universidad de La Laguna. Autor:
Sergio Fajardo Santana.
Instalación solar fotovoltaica aislada. Universidad de Cartagena. Autor:
Juan Peñaranda Bernal.
Sistema de energía solar fotovoltaica conectado a red para regeneración.
Universidad Carlos III de Madrid. Autor: Carlos Cenamor Gómez.
WEBS CONSULTADAS:
www.autosolar.es
www.bloquesautocad.com
www.damiasolar.com
www.eliseosebastian.com
www.endesa.com
www.f2i2.net
www.ingemecanica.com
www.insht.es
www.mosingenieros.com
www.ree.es
www.sitiosolar.com
www.solarpraxis.de
138
DOCUMENTACIÓN TÉCNICA CONSULTADA:
Bomba sumergible SAER:
Placas fotovoltaicas AXITEC:
Variador OMROM MX2:
REGLAMENTACIÓN APLICABLE:
En cuanto al sondeo y perforación se sigue el RD Legislativo 1/2001, de
20 de Julio. Por el que se aprueba el texto refundido de la ley de aguas:
En cuanto al ámbito hidrográfico establecido por la Junta de Andalucía, y
aunque se salga de las competencias de nuestro trabajo, ha de tenerse en
cuenta el RD 1/2016. Por el que se regula el plan hidrográfico de la
demarcación del Guadalquivir, zona a la que afecta nuestro proyecto:
En cuanto a la instalación fotovoltaica seguiremos el RD 900/2015, de 9 de
octubre. Por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y
económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica de
autoconsumo y de producción con autoconsumo:
En cuanto a las características eléctricas de la instalación seguiremos el
RD 842/2002. Revisión Septiembre 2015. Por el que se regulan las
instalaciones electrotécnicas de Baja Tensión:
Guía técnica para la evaluación y prevención del riesgo eléctrico según el
RD 614/2001 de 8 de junio BOE nº148 de 21 de junio. Revisión 2014:
Reglamentación interna de la Universidad de Jaén y la Escuela politécnica
Superior de Linares referente a la realización de Trabajos Fin de Grado.
139
NORMATIVA APLICABLE
Código técnico de edificación (CTE).
Norma UNE-EN 61215 relativa a módulos fotovoltaicos de silicio cristalino.
Norma UNE 157701:2006. Criterios generales para la elaboración de
proyectos de instalaciones eléctricas de baja tensión.
Normas UNE 37-501, UNE 37- 508 y MV102 relativa a la estructura soporte
de los paneles solares.
Ley 7/2007, de 9 de julio, de Gestión Integrada de la Calidad Ambiental,
Sección 5ª, Calificación Ambiental, Art. 41 y siguientes.
R. D. 1955/2000, de 1 de diciembre CAPÍTULO VI - Revisiones e
inspecciones Artículo 163. Revisiones periódicas.
Artículo 4º del RD 1627/1997, de 24 de octubre sobre disposiciones
mínimas de seguridad y salud en obras de construcción.
Guía técnica para la evaluación y prevención del riesgo eléctrico según el
RD 614/2001 de 8 de junio BOE nº148 de 21 de junio.
ESTUDIOS Y PROYECTOS CONSULTADOS (PROPIEDAD DEL AUTOR).
Estudio hidrogeológico de la finca “Cruz de Tiena”, Moclín Granada.
Proyecto Centro de transformación de 50 KVA y línea de alta tensión de
20 KV en Tiena, Moclín Granada.
Otras instalaciones reales similares a la proyectada realizadas en el
entorno del autor.
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