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1. INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA. .......................................................................................1 1.1 CONSERVACIÓN DE LA ENERGÍA. ................................................................................................................ 2 1.2 ANTECEDENTES Y EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA EN ESPAÑA. .............................................................................. 2 1.3 ENERGÍAS NO RENOVABLES. ..................................................................................................................... 4 1.3.1 Energía nuclear. ........................................................................................................................ 4 1.3.2 Energía fósil. ............................................................................................................................. 8 1.3.2.1 1.3.2.2 1.3.2.3 1.3.2.4

Ventajas e inconvenientes de las centrales termoeléctricas. ....................................................... 10 El petróleo y sus derivados. .......................................................................................................... 11 Carbón........................................................................................................................................... 13 Gas natural. ................................................................................................................................... 14

1.4 ENERGÍAS RENOVABLES. ........................................................................................................................ 15 1.4.1 Desarrollo sostenible, sostenibilidad. ..................................................................................... 16 1.4.2 Tipos de energía renovable. .................................................................................................... 18 1.4.2.1 1.4.2.2 1.4.2.3 1.4.2.4 1.4.2.5

Energía eólica. ............................................................................................................................... 19 Energía hidráulica. ........................................................................................................................ 21 Biomasa. ....................................................................................................................................... 22 Energía geotérmica. ...................................................................................................................... 24 Energía solar. ................................................................................................................................ 26

1.5 TIPOS DE ENERGÍA SOLAR, RADIACIÓN SOLAR Y MOVIMIENTO DEL SOL............................................................. 27 1.5.1 Tipos de energía solar. ............................................................................................................ 27 1.5.2 Radiación Solar. ...................................................................................................................... 29 1.5.3 Movimiento del Sol. ................................................................................................................ 30 1.6 ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA............................................................................................................... 31 1.6.1 Aplicaciones. ........................................................................................................................... 31 1.6.2 Ventajas e inconvenientes. ..................................................................................................... 32 1.6.3 Situación del sector fotovoltaico: (UE/España). ...................................................................... 33 1.6.4 Código Técnico de la Edificación (CTE). ................................................................................... 35

2. FUNDAMENTOS FÍSICOS. ............................................................................................... 39 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6

EFECTO FOTOVOLTAICO. ........................................................................................................................ 39 PROPIEDADES DE LOS MATERIALES. .......................................................................................................... 39 MATERIALES SEMICONDUCTORES. ........................................................................................................... 40 UNIÓN “P-N”. ..................................................................................................................................... 41 ANCHO DE BANDA PROHIBIDO................................................................................................................. 42 ELABORACIÓN DEL SILICIO. ..................................................................................................................... 43

3. DESCRIPCIÓN DE SISTEMA FOTOVOLTAICO. ................................................................... 45 3.1 TIPOS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS. ...................................................................................................... 45 3.2 COMPONENTES DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO. ........................................................................................ 45 3.2.1 Módulos fotovoltaicos. ........................................................................................................... 45 3.2.2 Estructura soporte del módulo. .............................................................................................. 48 3.2.3 Acumuladores o baterías. ....................................................................................................... 49 3.2.4 Inversores. ............................................................................................................................... 49 3.2.5 Elementos de protección y cableado. ..................................................................................... 50

4. OBJETIVO. .................................................................................................................... 51


5. GENERALIDADES Y DIMENSIONADO DEL GENERADOR FOTOVOLTAICO. ......................... 53 5.1 GENERALIDADES. ................................................................................................................................. 53 5.1.1 Antecedentes. ......................................................................................................................... 53 5.1.2 Situación y emplazamiento. .................................................................................................... 53 5.1.3 Reglamentos y disposiciones generales. Normativa aplicable. .............................................. 53 5.1.4 Descripción de la nave industrial. ........................................................................................... 56 5.1.5 Descripción de la instalación, componentes y equipos. .......................................................... 56 5.2 DIMENSIONADO DEL GENERADOR FOTOVOLTAICO. ...................................................................................... 57 5.2.1 Módulos fotovoltaicos. ........................................................................................................... 57 5.2.2 Parámetros y criterios de diseño. ........................................................................................... 59 5.2.2.1 5.2.2.2 5.2.2.3 5.2.2.4

Sombras. ....................................................................................................................................... 60 Orientación e Inclinación del Generador Fotovoltaico. ................................................................ 60 Distancia mínima entre filas. ......................................................................................................... 62 Instalación/colocación de los módulos fotovoltaicos. .................................................................. 63

5.3 CÁLCULO DE PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN, INCLINACIÓN Y SOMBRAS DEL GENERADOR DISTINTAS DE LA ÓPTIMA. ..... 65 5.3.1 Pérdidas por orientación e inclinación. ................................................................................... 66 5.3.2 Cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombras. ........................................................ 68 5.3.3 Conclusión cálculo de pérdidas por sombreado, orientación e inclinación. ............................ 70 5.4 ESTRUCTURA SOPORTE DE LOS MÓDULOS. ................................................................................................. 71 5.5 INVERSOR. .......................................................................................................................................... 72 5.5.1 Características del Inversor. .................................................................................................... 75 5.5.2 Configuración del inversor. ..................................................................................................... 75 5.6 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL DE ENERGÍA GENERADA. ....................................................................... 79 5.7 PUNTO DE CONEXIÓN O ENTRONQUE........................................................................................................ 81

6. PROYECTO ELÉCTRICO BAJA TENSIÓN. ........................................................................... 83 6.1 GENERALIDADES. ................................................................................................................................. 83 6.2 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN DE BAJA TENSIÓN. ................................................................................... 84 6.3 CRITERIOS DE CÁLCULO PARA LA ELECCIÓN DE LOS CABLES CONDUCTORES. ....................................................... 85 6.3.1 Parte de continua.................................................................................................................... 89 6.3.2 Parte de alterna. ..................................................................................................................... 98 6.4 LÍNEA DE PUESTA A TIERRA. .................................................................................................................. 109

7. PRESUPUESTO Y MEDICIONES ..................................................................................... 111 8. PLANOS ...................................................................................................................... 117


9. PLIEGO DE CONDICIONES ............................................................................................ 119 9.1 CALIDAD DE LOS MATERIALES ................................................................................................................ 119 9.1.1 Conductores eléctricos .......................................................................................................... 119 9.1.2 Conductores de neutro.......................................................................................................... 120 9.1.3 Conductores de protección. .................................................................................................. 120 9.1.4 Identificación de los conductores .......................................................................................... 121 9.1.5 Tubos protectores. ................................................................................................................ 121 9.1.6 Arquetas. .............................................................................................................................. 121 9.1.7 Cajas de empalme y derivación. ........................................................................................... 121 9.1.8 Aparatos de mando y maniobra. .......................................................................................... 122 9.1.9 Aparatos de protección. ........................................................................................................ 123 9.1.10 Electrodos de puesta a tierra y puesta a tierra. .................................................................... 128 9.2 NORMAS DE EJECUCIÓN DE LAS INSTALACIONES. ....................................................................................... 129 9.2.1 Instalaciones de enlace. ........................................................................................................ 129 9.2.2 Canalizaciones. Prescripciones generales. ............................................................................ 130 9.2.3 Colocación de tubos. ............................................................................................................. 131 9.2.4 Instalación y colocación de canales protectoras. .................................................................. 134 9.2.5 Apertura de zanjas. ............................................................................................................... 134 9.2.6 Colocación y características de canalizaciones entubadas en montaje subterráneo. .......... 135 9.2.7 Colocación de la cinta de “atención al cable”. ...................................................................... 136 9.2.8 Tapado y apisonado de la zanja. .......................................................................................... 136 9.2.9 Medidas de las zanjas. .......................................................................................................... 136 9.2.10 Tendido de cables directamente enterrados. ....................................................................... 136 9.2.11 Tendido de cables en tubos. .................................................................................................. 137 9.2.12 Empalmes. ............................................................................................................................ 138 9.2.13 Red equipotencial. ................................................................................................................ 138 9.2.14 Instalación de puesta a tierra. .............................................................................................. 139 9.3 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED.............................. 140 9.3.1 Características generales de diseño. ..................................................................................... 140 9.3.2 Condiciones técnicas de carácter general. ............................................................................ 140 9.3.3 Condiciones específicas de interconexión. ............................................................................ 141 9.3.4 Medidas y facturación. ......................................................................................................... 142 9.3.5 Protecciones. ......................................................................................................................... 143 9.3.6 Recepción y pruebas de la instalación fotovoltaica. ............................................................. 144 9.3.7 Otras medidas a adoptar. ..................................................................................................... 145 9.4 PRUEBAS REGLAMENTARIAS. ................................................................................................................ 146 9.4.1 Verificación por examen. ...................................................................................................... 146 9.4.2 Verificaciones mediante medidas o ensayos. ....................................................................... 147 9.5 CONDICIONES DE USO, MANTENIMIENTO Y SEGURIDAD. ............................................................................. 150 9.6 CERTIFICADOS Y DOCUMENTACIÓN........................................................................................................ 150 9.7 LIBRO DE ÓRDENES. ............................................................................................................................ 151


10.ESTUDIO BASICO DE SEGURIDAD Y SALUD. .................................................................. 153 10.1 OBJETO DEL ESTUDIO .................................................................................................................. 153 10.2 CARACTERÍSTICAS DE LA OBRA. ...................................................................................................... 153 10.2.1 Generalidades. ...................................................................................................................... 153 10.2.2 Centros asistenciales más próximos. .................................................................................... 153 10.2.3 Accesos a al obra. ................................................................................................................. 153 10.2.4 Normas de seguridad aplicables a la obra. ........................................................................... 154 10.3 PROCESO DE ANÁLISIS DE RIESGO. .................................................................................................. 155 10.4 PROCESO DE MONTAJE DE LA INSTALACIÓN. ..................................................................................... 156 10.4.1 Proceso constructivo de la obra. ........................................................................................... 156 10.4.2 Aplicaciones de seguridad en el proceso constructivo. ......................................................... 156 10.4.2.1 10.4.2.2 10.4.2.3 10.4.2.4 10.4.2.5

Replanteo. ................................................................................................................................... 156 Acopio de materiales. ................................................................................................................. 157 Armado de la estructura en el suelo. .......................................................................................... 157 zado de la estructura. ................................................................................................................. 159 Instalación de los módulos fotovoltaicos. ................................................................................... 160

10.4.3 Instalación de la red eléctrica de Baja Tensión. .................................................................... 161 10.4.3.1 Instalación. .................................................................................................................................. 161 10.4.3.2 Excavación y hormigonado. ........................................................................................................ 162

10.4.4 Instalación provisional contra incendios durante la ejecución. ............................................ 164 10.5 MAQUINARIA Y HERRAMIENTAS..................................................................................................... 165 10.5.1 Maquinaria de elevación. ..................................................................................................... 165 10.5.2 Retroexcavadora. .................................................................................................................. 166 10.5.3 Máquinas herramientas........................................................................................................ 168 10.6 BOTIQUÍN. ................................................................................................................................ 171

ANEXO I: HOJA DE CARACTERÍSTICAS ............................................................................... 173


Introducción a la energía

1.

INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA.

La energía, en una primera aproximación puede definirse como la capacidad de un sistema para llevar a cabo un trabajo. La primera forma de energía que se reconoció como tal fue la energía mecánica, tanto cinética como potencial. El hecho de que un cuerpo sólido en movimiento, al golpear a otro, haga que éste último se desplace o se deforme, realizando un trabajo, fue objeto de meditación ya en época remota y ya los antiguos griegos la estudiaron detalladamente. El agua en movimiento se conduce de la misma forma que un sólido, transmitiendo su energía propia a una rueda hidráulica; lo mismo sucede con el aire en movimiento (viento), que puede impulsar una embarcación o mover las aspas de un molino. Aunque el fuego haya sido una de las primeras conquistas fundamentales de la humanidad, el estudio de la energía térmica se debe casi exclusivamente a la ciencia moderna. El carácter misterioso del fuego, considerado durante mucho tiempo como sobrenatural, permitió utilizar el calor y la luz producidos por la combustión, pero evitó que se le diese una interpretación científica. Hay que esperar hasta el siglo XVI, con las clásicas observaciones del conde de Rumford (Benjamín Thompson) sobre el calor que se produce por rozamiento durante la perforación de cañones. Los primeros intentos de construcción de máquinas de vapor demostraron la posibilidad de transformar calor en energía mecánica. Pero sólo a mediados del siglo XVIII, y gracias a los importantes trabajos de Mayer, Joule y Clausius, se estableció la equivalencia de energía mecánica y energía térmica. En las décadas siguientes, la teoría cinética de los gases interpretó la energía térmica en términos de energía mecánica, atribuyéndola al movimiento de agitación de las partículas que constituyen un sistema. A principios del siglo XVIII se empezó a estudiar sistemáticamente otros dos tipos de energía; la energía eléctrica y la energía química. Se estableció su recíproca convertibilidad por medio del estudio de las pilas (en las cuales la e. química se transforma en e. eléctrica) y de los procesos electrolíticos (en los que la e. eléctrica se transforma en e. química); la observación de los fenómenos electromagnéticos puso de manifiesto la existencia de un vínculo entre energía magnética y energía eléctrica. Por último, la síntesis Maxwelliana, que resumía las propiedades de la energía eléctrica y magnética en las propiedades de las ondas electromagnéticas (electromagnética, radiación), pareció completar un cuadro unitario de las distintas formas de energía, recíprocamente transformables unas en otras, y la suma de las cuales permanece constante en un sistema aislado.

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Introducción a la energía

1.1

Conservación de la energía.

La experiencia nos enseña que puede formularse de modo completamente general el llamado principio de conservación de la energía, y afirma que la energía no se crea ni se destruye, sólo se transforma pasando de una forma a otra. La energía permanece constante en un sistema aislado. Si el sistema consume (o suministra) energía, forzosamente el medio externo suministra (o consume) una cantidad equivalente de energía, permaneciendo invariable en el tiempo, lo que llevó a formular: 

En termodinámica → Primer principio de la termodinámica. La cual establece que, al suministrar una determinada cantidad de energía térmica (Q) a un sistema, esta cantidad de energía será igual a la diferencia del incremento de la energía interna del sistema (∆U) menos el trabajo (W) efectuado por el sistema sobre sus alrededores.

U  Q  W 

En mecánica → Principio de conservación de la energía. Para sistemas abiertos formados por partículas que interactúan mediante fuerzas puramente mecánicas la energía se mantiene constante con el tiempo, donde Ec y Ep son la energía cinética y potencial respectivamente.

Emec  Ec  E p  k

1.2

Antecedentes y evolución de la energía en España.

Los primeros pasos de lo que se puede entender como industria eléctrica no se dieron hasta 1875 con la construcción de la primera central eléctrica de España por los señores Xifra y Dalmau en Barcelona. Desde esta central mediante cuatro motores de gas de 50 caballos cada uno, que movían otras tantas máquinas Gramme de 200 voltamperios, se distribuía la electricidad a talleres y establecimientos de la ciudad. Las máquinas de Gramme (Dinamo de Gramme) reciben el nombre del ingeniero en electricidad belga Zenobé Gramme, que perfeccionó las dinamos existentes. Son máquinas de corriente continua y su uso como motor se descubriría accidentalmente en la exposición de Viena de 1873. Se utilizó para la generación de energía eléctrica a escala industrial en alumbrado eléctrico, galvanoplastia y faros. La energía mecánica necesaria para poner en movimiento el rotor de esta máquina era provista por máquinas de vapor. Fue en esa exposición donde

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Introducción a la energía

se vislumbró el gran potencial del uso de este tipo de máquinas, lográndose por primera vez transmitir energía eléctrica a lo largo de ¾ de milla durante tres días sin requerir mantenimiento Al año siguiente ya se fabrican las primeras máquinas Gramme en España y en 1881 se constituye la Sociedad Española de Electricidad en Barcelona, primera empresa que producía y distribuía fluido eléctrico a otros consumidores. A principios del siglo XX, son ya numerosas las empresas eléctricas que existen en España y el desarrollo del sector es tal, que en 1901 se publica la primera estadística

oficial del

mismo, elaborada por los Ministerios de Fomento y Agricultura que reflejaba la existencia de 859 centrales eléctricas con una potencia total de 127.940 caballos de vapor, de los cuales el 39% tenían como fuerza motriz la energía hidráulica, el resto provenían de centrales térmicas. En 1910, la industria eléctrica española se había extendido por todo el país, sobre todo en las grandes ciudades, y estaba formada por un gran número de sociedades, la mayoría de ellas de carácter local. La guerra civil de 1936 a 1939 supuso un paréntesis en la expansión del parque eléctrico. La situación no mejoró en los años inmediatamente posteriores, ya que la precaria situación económica del país impedía la realización de grandes obras. En 1951 el gobierno aprobó un nuevo sistema de tarifas, las Tarifas Tope Unificadas, que entró en vigor en 1953 y establecía la unificación de precios de la electricidad para todo el territorio español. En estos años y hasta mediada la década de 1970, se construyeron las grandes centrales hidroeléctricas y térmicas con potencias próximas a los 1000 MW y se ponen en servicio las primeras centrales nucleares. La crisis energética de 1973 cambió los planteamientos de la política energética, el primer Plan Energético Nacional (PEN) se aprobó en 1975. Se impulsa la construcción de centrales de carbón y nucleares. La revisión del PEN en 1983, supuso la parada de cinco grupos nucleares en construcción, basándose en unas directrices en las cuales, cuando se tratara del medio ambiente “se fomentará la investigación y el desarrollo tecnológico dirigido a la utilización de energías menos contaminantes y al uso más limpio de la energía”, que tomó carácter definitivo con la Ley 40/1997. En 1985 se crea Red Eléctrica de España, S.A. (REE) que supone la 3


Introducción a la energía

nacionalización de la red de transporte y tendrá encomendada la gestión del servicio público de explotación unificada del sistema eléctrico nacional. A finales de 1996 se firmó entre el Ministerio de Industria y Energía y las Empresas Eléctricas el "Protocolo para el establecimiento de una nueva regulación del sistema eléctrico nacional". En dicho protocolo se establecen las bases operativas que han de regir en el funcionamiento del sistema eléctrico mediante la liberalización del mercado y la introducción de un mayor grado de competencia. La aprobación de la Ley 54/1997 considera el carácter esencial del suministro eléctrico para el funcionamiento de nuestra sociedad, si bien "a diferencia de regulaciones anteriores, la presente Ley se asienta en el convencimiento de que garantizar el suministro eléctrico, su calidad y su coste no requiere de mas intervención estatal que la propia regulación especifica". Se mantienen reguladas las actividades de transporte y distribución, dada su característica de monopolios naturales, mientras que se liberalizan las actividades de generación y comercialización. En enero de 2003 se liberalizó la totalidad del mercado. En la actualidad (año 2008), hay un total de 336 empresas dedicadas a la comercialización de la energía en España, siendo las más grandes a nivel nacional Iberdrola, Endesa, Unión Fenosa, Hidrocantábrico y Sevillana de Electricidad.

1.3

Energías no renovables.

Se entiende por energías no renovables aquellas fuentes de energía que se agotan. Se encuentran en la naturaleza en una cantidad limitada y una vez consumidas en su totalidad, no pueden sustituirse, ya que no existe sistema de producción o extracción viable. Dentro de este tipo de energía cabe destacar: 

Los combustibles nucleares.

Los combustibles fósiles.

1.3.1 Energía nuclear. La energía nuclear representa una parte muy importante en la generación de energía eléctrica en el mundo, ya que actualmente existen 439 reactores nucleares en operación comercial, que generan aproximadamente el 15% de la energía eléctrica consumida. Las

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centrales nucleares están instaladas principalmente en los países desarrollados, y dentro de la Unión Europea se encuentran en operación 146 reactores nucleares que proporcionan, aproximadamente, una tercera parte de la electricidad consumida por los Estados Miembros. En España hay un total de 10 reactores nucleares distribuidos en 8 centrales nucleares todos ellos situados en la península. El conjunto de centrales nucleares que en la actualidad se encuentran en fase de explotación, cierre o moratoria, corresponden a tres generaciones diferenciadas dentro del programa nuclear: 

Primera generación. Centrales proyectadas en la década de los 60, cuya construcción se concluyó a finales de esa década o comienzos de los 70. Corresponden a esta generación las Centrales Nucleares José Cabrera, que inició su explotación en 1968, Santa María de Garoña, que la inició en 1971, y Vandellós I, que lo hizo en 1972.

Segunda generación. Centrales proyectadas a comienzo de la década de los 70, cuya construcción se inició en la misma época, con el objetivo de entrar en explotación a finales de la década, aunque los retrasos en el proceso de construcción hicieran que los planes se demoraran hasta los años 80. Corresponden a esta generación las Centrales Nucleares de Almaraz I y II, Ascó I y II, y Cofrentes.

Tercera generación. Centrales Nucleares cuya construcción fue autorizada con posterioridad a la aprobación del Plan Energético Nacional en Julio de 1979. Corresponden a esta generación las Centrales Nucleares de Vandellós II y Trillo I.

De las 3 generaciones de centrales nucleares se encuentran en funcionamiento 6 centrales nucleares, 2 de las cuales disponen de 2 reactores cada una (Almaraz y Ascó) como se puede ver en la imagen 1.1, por lo que suman 8 reactores de agua ligera, con una potencia total instalada de 7.716 MW, como se puede ver en la tabla 1.1. La central nuclear José Cabrera dejó de funcionar en abril del 2006, y la de Vandellós I se encuentra en fase de desmantelamiento. Los proyectos paralizados en la moratoria nuclear son, Lemóniz I y II en Vizcaya, Valdecaballeros I y II en Badajoz, Trillo II en

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Introducción a la energía

Guadalajara, Escatrón I y II en Zaragoza, Santillán en Cantabria, Regodola en Lugo y Sayago en Zamora. La producción bruta de energía eléctrica de origen nuclear durante el año 2007 ha sido de 55.102 GWh (como se puede ver en la tabla 1.1), lo que ha supuesto una contribución del 17,7% del total de la producción nacional. En 2007 esta producción eléctrica ha disminuido un 8,4 % respecto a la del año anterior, debido a las paradas prolongadas de las centrales nucleares de Vandellós II y de Cofrentes, para llevar a cabo trabajos planificados.

Imagen 1.1 Ubicación de las Centrales Nucleares

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Introducción a la energía

ICentral

Situación

Tipo *

Año entrada en Servicio (1ª Conexión)

Potencia Instalada (MW)

Producción Bruta (GWh)

S.M.Garoña

Burgos

BWR

1971

466

3478

Almaraz I

Cáceres

PWR

1981

974

8523

Ascó I

Tarragona

PWR

1983

1028

7917

Almaraz II

Cáceres

PWR

1983

983

7430

Cofrentes

Valencia

BWR

1984

1085

6241

Ascó II

Tarragona

PWR

1985

1027

7467

Vandellós II

Tarragona

PWR

1987

1087

5532

Trillo

Guadalajara

PWR

1988

1066

8515

7716

55102

Total (*) PWR = Reactor de agua a presión. BWR= Reactor de agua en ebullición.

Tabla 1.1 Potencia eléctrica y producción de origen nuclear en 2007.

Los sistemas más utilizados en la generación de energía de origen nuclear son PWR y BWR. A continuación se describe brevemente su funcionamiento. Reactor de agua a presión, (por sus siglas en inglés PWR: Pressurized Water Reactor), es un tipo de reactor nuclear que usa agua como refrigerante y moderador de neutrones. En un PWR, hay tres circuitos de refrigeración (primario, secundario y terciario), el combustible nuclear calienta el agua del circuito primario entregando calor por conducción térmica, el circuito primario de refrigeración está presurizado con el fin de evitar que el agua alcance su punto de ebullición, el calor del agua del circuito primario se transfiere hacia el agua del circuito secundario para convertirla en vapor. La transferencia de calor se lleva a cabo sin que el agua del circuito primario y el secundario se mezclen ya que el agua del primario es radioactiva, mientras que es necesario que el agua del secundario no lo sea. El vapor que sale del generador de vapor se utiliza para mover una turbina que a su vez mueve un generador eléctrico. Después de pasar por la turbina, el vapor se enfría en un condensador donde se tiene nuevamente agua líquida que es bombeada nuevamente hacia el generador de vapor. El condensador es enfriado por un tercer circuito de agua llamado circuito terciario. Reactor de agua en ebullición, (por sus siglas en inglés BWR: Boiling Water Reactor), es un tipo de reactor nuclear de agua, diseñado por General Electric a mediados de la 7


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década de los cincuenta, y en el que el agua común que se utiliza como refrigerante y moderador al igual que en PWR. La diferencia es que un BWR sólo hay dos circuitos. El BWR solo utiliza un circuito en el cual el combustible nuclear hace hervir el agua produciendo vapor. Este último asciende hacia una serie de separadores y secadores que lo separan del caudal del agua de refrigeración, reduciendo el contenido humedad del vapor, lo cual aumenta la calidad de éste. El vapor seco fluye entonces en dirección a la turbina que mueve el generador eléctrico. Tras esto el vapor que sale de la turbina pasa por un condensador que lo enfría obteniéndose nuevamente agua liquida, la cual es impulsada mediante bombas de nuevo hacia el interior de la vasija que contiene el núcleo. El principal problema medioambiental asociado con la producción de este tipo de energía (energía nuclear), es que su combustible es limitado, que genera residuos radiactivos activos durante cientos de años, y que puede ocasionar graves catástrofes medioambientales en caso de accidente.

1.3.2 Energía fósil. Energía procedente del petróleo, el gas y el carbón, residuos de la transformación de organismos que vivieron hace millones de años. Esta energía se transforma en centrales termoeléctricas. Una central termoeléctrica, es una instalación empleada para la generación de energía eléctrica a partir de la energía liberada en forma de calor, normalmente mediante la combustión de combustibles fósiles como petróleo, carbón o gas natural. Existen 2 tipos de centrales termoeléctricas: 

Centrales termoeléctricas clásicas, se denomina a aquellas que emplean la combustión del carbón, petróleo (fueloil) o gas natural para generar energía eléctrica. Este calor es empleado por un ciclo termodinámico convencional para mover un alternador y producir energía eléctrica. Este tipo de centrales eléctricas generan el 16,5% de la energía eléctrica necesaria en España.

Centrales termoeléctricas de ciclo combinado, al igual que las centrales termoeléctricas clásicas, utiliza gas natural, gasóleo o incluso carbón preparado como combustible para alimentar una turbina de gas. Luego los gases de escape de la turbina de gas que todavía tienen una elevada

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temperatura, se utilizan para producir vapor que mueve una segunda turbina. Cada una de estas turbinas está acoplada a su correspondiente alternador para generar la electricidad como en una central termoeléctrica clásica. Como la diferencia de temperaturas que se produce entre la combustión y los gases de escape es más alta que en el caso de una turbina de gas o una de vapor, se consiguen rendimientos muy superiores, del orden del 50 % respecto las clásicas. Este tipo de centrales generan el 34% de las necesidades españolas de energía eléctrica. En nuestro país hay en funcionamiento aproximadamente 200 centrales térmicas, algunas de éstas se pueden observar en la imagen 1.2, con una potencia total instalada de más de 27.000 MW. La potencia media de estas centrales, por lo tanto, es de unos 140 MW. Éstas centrales térmicas producen más de 125 TWh, es decir, más del 51 % del total de energía eléctrica en España. De todas las centrales, sólo hay 6 que superan los 1000 MW: 

As Pontes de García Rodríguez (A Coruña), con más de 1.400 MW, la mayor de España. Consume carbón, tanto nacional como importado.

Compostilla (León), con 1.312 MW. Utiliza carbones de la cuenca minera en la que está enclavada.

Carboneras (Almería), con 1.100 MW. Utiliza carbón importado.

Castellón, con 1.083 MW Emplea como combustible fuel-oil.

Teruel, con 1.050 MW. Emplea carbones de la cuenca minera aragonesa.

San Adrián (Barcelona), con 1.050 MW. Consume fuel y gas natural.

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Introducción a la energía

Imagen 1.2 Ubicación de centrales termoeléctricas con más de 20 MW de potencia.

La distribución de las centrales térmicas responde a factores como los siguientes: 

La proximidad de cuencas mineras que las abastezcan de combustible. Esto explica la gran densidad de centrales en la cuenca minera de Asturias y León, así como el grupo de centrales (Teruel y Escucha) en la cuenca de lignitos aragonesa.

La localización costera, que facilita su abastecimiento con carbones importados o fuel. Es el caso de las centrales ubicadas en el sur y levante de la península como Castellón, Escombreras, litoral de Almería, Algeciras y Cádiz.

La proximidad a los centros urbanos que debe abastecer. Aunque el transporte de energía eléctrica a largas distancias es una actividad que no ofrece especiales dificultades, áreas urbanas como la de Barcelona y Bilbao están rodeadas de una red relativamente densa de centrales, lo que no sucede en Madrid.

1.3.2.1 Ventajas e inconvenientes de las centrales termoeléctricas. Ventajas. Son consideradas las centrales más económicas y rentables teniendo en cuenta el precio por megavatio instalado, debido a la simplicidad (comparativamente

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Introducción a la energía

hablando) de su construcción, por lo que su utilización está muy extendida en el mundo. Inconvenientes. El uso de combustibles fósiles produce emisiones de gases de efecto invernadero a la atmósfera como el dióxido de carbono (CO2) ver tabla 1.2, y en menor cantidad dióxido de azufre (SO2), responsable de la lluvia ácida. Al ser los combustibles fósiles una fuente de energía finita, su uso está limitado a la duración de las reservas y/o su rentabilidad económica. Sus emisiones térmicas y de vapor pueden alterar el microclima local, y afectan negativamente a los ecosistemas fluviales debido a los vertidos de agua caliente en estos. Combustible Emisiones de CO2 kg/kWh Gas natural

0,44

Fuelóleo

0,71

Carbón

1,45

Tabla 1.2 Emisiones de CO2 en función del combustible utilizado.

1.3.2.2 El petróleo y sus derivados. El petróleo es un líquido aceitoso, viscoso e inflamable, constituido por una mezcla de hidrocarburos, que, de forma natural, se encuentra en determinadas formaciones geológicas. En cuanto al origen del mismo, la teoría más aceptada sobre su formación afirma que es el producto de la degradación, a través de grandes presiones y temperaturas, de materia orgánica procedente de restos de animales y plantas. El petróleo no puede utilizarse tal como es extraído, porque el crudo tiene demasiados componentes, cada uno de ellos con propiedades diferentes. Para aprovecharlo, se separan estos componentes, normalmente mediante destilación en las refinerías. En las últimas décadas, la mayor demanda de hidrocarburos ligeros (gasolinas) ha hecho que también se utilice en procesos de ruptura catalítica (cracking) para romper las cadenas de los hidrocarburos pesados en otros más ligeros.

11


Introducción a la energía

El petróleo y sus derivados constituyen la mayor parte de la energía consumida en España (en 2006, un 49 % de la energía primaria provino del petróleo). El consumo en 2006 disminuyó un 1,0 % respecto al año anterior para situarse en 73,9 millones de toneladas. Aunque en España existen yacimientos de petróleo, su producción en 2006 y 2007 sólo de 140 y 143 miles de toneladas respectivamente (ver tabla 1.3), lo que hace que la práctica totalidad del crudo que se trata en las 10 refinerías españolas tenga que ser importado, como se observa en la imagen 1.3. Los principales países que suministran petróleo a España fueron Rusia, Arabia Saudita, Irán y México.

Imagen 1.3 Origen de las importaciones de crudo en 2007

Yacimiento

2006

2007

Ayoluengo

5

6

Boquerón

33

33

Casablanca

67

84

Rodaballo

35

21

Total (kt)

140

143

Tabla 1.3 Yacimientos españoles de petróleo.

Las 10 refinerías existentes en España están operadas por 5 compañías (ver imagen 1.4), Repsol, Petronor, Cepsa, BP y Asesa (Asfaltos Españoles), de las cuales se puede reducir a 3 (Repsol, Cepsa y BP Oil España), ya que Repsol posee el 85,98 % de Petronor y el 50 % de Asesa, el otro 50 % lo tiene Cepsa.

12


Introducción a la energía

En 2006 el petróleo supuso el 39% del consumo de energía primaria en la UE, el 48,8% en España y el 44% en la Comunidad Valenciana (Datos del balance energético de la Comunidad Valenciana 2006. Datos del AVEN. Agencia Valenciana de la Energía).

Imagen 1.4 Refinerías en España.

1.3.2.3 Carbón. El carbón se origina por descomposición de vegetales terrestres, hojas, maderas, cortezas, y esporas, que se acumulan en zonas pantanosas, lagunares o marinas, de poca profundidad. Los vegetales muertos se van acumulando en el fondo de una cuenca. Quedan cubiertos de agua y, por tanto, protegidos del aire que los destruiría. Comienza una lenta transformación por la acción de bacterias anaerobias, un tipo de microorganismos que no pueden vivir en presencia de oxígeno. Con el tiempo se produce un progresivo enriquecimiento en carbono. Existen diferentes tipos de carbones minerales en función del grado de carbonificación que haya experimentado la materia vegetal. El rango de un carbón mineral se determina en función de criterios tales como su contenido en materia volátil, contenido en carbono fijo, humedad, poder calorífico, etc. Existen varias clasificaciones, una de las más utilizadas divide a los carbones de mayor a menor rango en: Antracita, Bituminoso bajo en volátiles, Bituminoso medio en volátiles, Bituminoso alto en volátiles, Sub-bituminoso, Lignito, Turba. Uno de los carbones más extraídos es la hulla, mineral de tipo bituminoso medio y alto en volátiles. Las reservas de carbón se encuentran muy repartidas, con 70 países 13


Introducción a la energía

con yacimientos aprovechables. Los 10 países mayores productores de carbón bituminoso y antracita en el año 2007 se pueden ver en la tabla 1.4: País

Producción

República Popular China

2.549 Mt

Estados Unidos de América

981 Mt

India

452 Mt

Australia

323 Mt

Suráfrica

244 Mt

Rusia

241 Mt

Indonesia

231 Mt

Polonia

90 Mt

Kazajistán

83 Mt

Colombia

72 Mt

Tabla 1.4 Principales productores de carbón.

En España los principales yacimientos de hulla y antracita están en León, Asturias, Palencia, Córdoba y Ciudad Real. En 2006 el carbón supuso el 14,6% del consumo de energía primaria en la UE, el 12,7% en España y en la Comunidad Valenciana prácticamente nulo (Datos del balance energético de la Comunidad Valenciana 2006. Datos del AVEN. Agencia Valenciana de la Energía).

1.3.2.4 Gas natural. El gas natural consiste en una mezcla de gases, en proporciones variables, pero donde el metano (CH4) constituye más del 70 %. Otros gases que pueden estar presentes en proporciones apreciables son el nitrógeno (N hasta el 20 %), dióxido de carbono (CO2 hasta el 20 %) y etano (C2H6 hasta el 10 %). Proviene de la degradación de materia orgánica. En muchos casos va asociado a yacimientos de petróleo, aunque en otras ocasiones se descubre aislado. El componente fundamental del gas natural, el metano, también puede producirse artificialmente mediante la fermentación bacteriana de materia orgánica (por ejemplo en una depuradora de aguas residuales). 14


Introducción a la energía

El gas natural puede utilizarse tal cual se obtiene del yacimiento (aunque pueden ser necesarias operaciones de filtrado y secado, sobre todo para aumentar la duración de las canalizaciones por donde va a discurrir). El problema principal es su transporte. Puede hacerse a través de gasoductos o licuando primero el gas (comprimiéndolo y bajando mucho su temperatura), cargando el líquido en un buque metanero y regasificándolo en el punto de destino. Su uso principal es el de combustible para proporcionar calor, impulsar turbinas productoras de electricidad o mover motores. También se emplea como materia prima en la fabricación de abonos nitrogenados. En 2003 se consumieron en España 274.490 GWh de gas natural, lo que supone un crecimiento del 13,3% respecto a las cifras de 2002. El gas natural constituyó en 2003 el 15,6% de toda la energía consumida en España. En 1985 esta cifra era únicamente de un 2%, lo que da una idea del crecimiento que ha tenido en España esta fuente de energía y su importancia, no sólo desde el punto de vista medioambiental, sino también como factor de competitividad de las empresas españolas. En 2006 el gas natural supuso el 24,4% del consumo de energía primaria en la UE, el 20,9% en España y el 25,6% en la Comunidad Valenciana (Datos del balance energético de la Comunidad Valenciana 2006. Datos del AVEN. Agencia Valenciana de la Energía).

1.4

Energías renovables.

Las fuentes de energía renovable han sido aprovechadas por el hombre desde hace mucho tiempo, la navegación a vela, los molinos de viento o de agua y las disposiciones constructivas de los edificios para aprovechar el Sol, son buenos ejemplos de ello. Su empleo continuó durante toda la historia hasta la llegada de la “Revolución Industrial”, a mediados del siglo XVIII, en la que la aparición del carbón, con una densidad energética muy superior a la de la biomasa y su menor precio, desplazó a éstas. Posteriormente, el petróleo fue desplazando en muchas aplicaciones al carbón debido a su mayor limpieza, mayor poder calorífico y su carácter fluido. En el siglo XX aparece un nuevo recurso, más limpio y con mayores reservas, el gas natural, del que se dice será la energía del siglo XXI, con lo que es de suponer que también sufrirá una crisis a lo largo de este siglo.

15


Introducción a la energía

Durante los últimos años, y pensando en el futuro agotamiento de las fuentes de energía fósiles, debido a que muchos países dependen de éstas, el progresivo incremento de su coste y en los problemas medioambientales derivados de su explotación, transporte y consumo, se está produciendo un renacer de las energías renovables. Las energías renovables son aquellas que se producen de manera continua y son inagotables a escala humana. Son respetuosas con el medio ambiente, y aunque ocasione efectos negativos sobre el entorno, son mucho menores que los de las energías convencionales antes citadas. El impacto medioambiental en la generación de electricidad de las energías convencionales es 31 veces superior al de las energías renovables. El Sol es la fuente de energía de la Tierra, está en el origen de todas las energías renovables, se recibe en forma de radiación que retiene la atmósfera y permite que la tierra se mantenga a una temperatura más o menos constante posibilitando que haya vida. Así, el calentamiento de la tierra y del agua provoca las diferencias de presión que dan origen al viento, fuente de la energía eólica. El Sol es, a la vez, el agente principal del ciclo del agua, que convierte la evaporación de los océanos en lluvia y, por lo tanto, en el recurso de la energía hidráulica. El Sol, también, es el actor imprescindible del proceso de fotosíntesis y por ello origen principal de la energía que utiliza la biomasa. El Sol, en definitiva, es fuente de vida y origen de las demás formas de energía que el hombre ha utilizado desde los albores de la historia, puede satisfacer todas nuestras necesidades, si aprendemos cómo aprovechar de forma racional la luz que continuamente derrama sobre el planeta. Ha brillado en el cielo desde hace unos cinco mil millones de años, y se calcula que todavía no ha llegado ni a la mitad de su existencia.

1.4.1 Desarrollo sostenible, sostenibilidad. El término desarrollo sostenible, se aplica al desarrollo socio-económico y fue formalizado en el documento conocido como Informe Brundtland (1987), fruto de los trabajos de la Comisión Mundial de Medio Ambiente y Desarrollo de Naciones Unidas, creada en Asamblea de las Naciones Unidas en 1983. Dicha definición se asumiría “Satisfacer las necesidades de las generaciones presentes sin comprometer las posibilidades de las del futuro para atender sus propias necesidades”. El ámbito del

desarrollo sostenible puede dividirse conceptualmente en 3 partes; ambiental, económica y social. La relación e interacción de estos 3 conceptos, nos lleva a formular que los proyectos a realizar tienen que ser equitativos en cuanto a la 16


Introducción a la energía

sociedad y economía se refiere, también tienen que ser viables con el medio ambiente y la economía de un país, y tiene que ser soportable por la sociedad y el medio ambiente. Todo ello nos conduce al término de sostenibilidad, como se puede apreciar en la imagen 1.5, donde mediante un diagrama interactúan los conceptos antes mencionados.

Imagen 1.5 Sostenibilidad.

Como se indica en el principio de conservación de la energía, la energía ni se crea ni se destruye, por ello, la utilización de la energía del Sol para producir electricidad o calor, no produce cambios sustanciales en el equilibrio de la Tierra. La idea de conseguir un desarrollo sostenible desde el punto de vista energético, pasa por el uso de energías renovables, es decir, aprovechar el Sol que llega al planeta, lo cual no potenciará el efecto invernadero, ni acelerará el cambio climático. Se denomina efecto invernadero al fenómeno por el cual determinados gases como el dióxido de carbono (CO2), el metano (CH4), vapor de agua (H2O), óxidos de nitrógeno (NOx), ozono (O3) y clorofluorocarbono (los llamados CFC´s), que retienen parte de la energía que el suelo emite por haber sido calentado por la radiación solar, y afecta a todos los cuerpos planetarios dotados de atmósfera. La importancia de los efectos de absorción y emisión de radiación en la atmósfera son fundamentales para el desarrollo de la vida tal y como se conoce. De hecho, si no existiera este efecto la temperatura media de la superficie de la Tierra sería de unos -22 °C, y gracias al efecto invernadero es de unos 14 °C (media mundial). Desde hace años el ser humano está produciendo un aumento de los gases de efecto invernadero, con lo que la atmósfera retiene más calor y devuelve a la Tierra aún más energía causando un desequilibrio y un calentamiento global del planeta.

17


Introducción a la energía

1.4.2 Tipos de energía renovable. Con las energías renovables se pueden obtener las 2 formas de energía más utilizadas, calor y electricidad. Los diferentes tipos de energía renovable son: 

Energía Eólica.

Energía Hidráulica.

Biomasa.

Energía Geotérmica.

Energía Solar.

Ventajas. 

Son inagotables a escala humana.

Son respetuosas con el medio ambiente.

No generan residuos peligrosos.

Se pueden instalar en zonas aisladas.

Disminuyen la dependencia de suministros externos.

Inconvenientes. 

Producen impactos visuales elevados.

Son variables y no previsibles en su totalidad.

La generación de este tipo de energías tiene un elevado coste frente las llamadas energías convencionales.

Otras energías renovables. Existen otras energías renovables que actualmente están en desarrollo, como la generación de energía a partir de las olas del mar y las corrientes marinas (energía undimotriz), o el potencial de las mareas (energía maremotriz). Las tecnologías para estas aplicaciones están también en desarrollo encontrándose en el mercado diferentes sistemas tecnológicos: 

Sistemas de boyas que flotan en el mar.

Depósitos colocados en la costa que reciben de forma periódica las olas impulsando aire a una turbina.

Largas estructuras flotantes articuladas que aprovechan al movimiento para producir electricidad.

18


Introducción a la energía

1.4.2.1 Energía eólica. La energía eólica es la energía obtenida de la fuerza del viento, es decir, mediante la utilización de la energía cinética generada por las corrientes de aire. Dicha energía ha sido aprovechada desde la antigüedad para mover los barcos impulsados por velas o hacer funcionar la maquinaria de molinos al mover sus aspas. Aproximadamente el 2 % de la energía que llega del Sol se transforma en energía cinética de los vientos atmosféricos. El Sol provoca en la Tierra las diferencias de presión que dan origen a los vientos. La energía del viento se deriva del calentamiento diferencial de la atmósfera y las irregularidades de la superficie terrestre. Las zonas más propias para la instalación de parques eólicos son aquellas áreas expuestas a vientos frecuentes, así como las comarcas costeras y las grandes estepas. Para poder aprovechar la energía eólica es importante conocer las variaciones diurnas, nocturnas y estacionales de los vientos, la variación de la velocidad del viento con la altura sobre el suelo, valores máximos y mínimos ocurridos, etc. El dispositivo capaz de realizar la conversión de la fuerza del viento en electricidad es el aerogenerador, que consiste en un sistema mecánico de rotación provisto de palas aerodinámicas, y de un generador eléctrico con el eje solidario al sistema motriz, de forma que el viento hace girar ambos sistemas. En la actualidad existen 2 tipos de aerogeneradores, con eje horizontal o eje vertical, siendo el primero el más utilizado, como los de la imagen 1.6.

19


Introducción a la energía

Imagen 1.6 Parque eólico (aerogeneradores).

Usos. 

Bombeo de agua.

Electrificación rural.

Demandas de pequeña potencia.

Puede utilizarse para autoconsumo.

Pueden agruparse varios aerogeneradores y formar parques eólicos conectados a la red eléctrica.

Ventajas. 

Es una energía limpia, no contamina.

No produce gases tóxicos.

La tecnología necesaria para instalarla es sencilla.

Los espacios ocupados permiten la actividad agrícola.

Inconvenientes. 

Impacto visual.

Repercute sobre la fauna y la flora. La avifauna se ve afectada por el choque de las aves contra las aspas de los molinos, modificando el comportamiento habitual de migración y nidación.

20

Impacto sonoro ocasionado por el ruido del giro del rotor.

Puede causar interferencias en los medios de comunicación.


Introducción a la energía

1.4.2.2 Energía hidráulica. Se denomina energía hidráulica o energía hídrica a aquella que se obtiene del aprovechamiento de las energías cinética y potencial del agua, como se puede ver en la imagen 1.7. Ya desde la antigüedad se reconoció que el agua que fluye desde un nivel superior a otro inferior posee una determinada energía cinética susceptible de ser convertida en trabajo, como lo demuestran los miles de molinos que a lo largo de la historia fueron construyéndose a orillas de los ríos. Tiene su origen en el ciclo del agua, generado por el Sol. Éste, evapora las aguas de los mares, lagos, etc. Esta agua cae en forma de lluvia y nieve sobre la tierra y vuelve hasta el mar donde el ciclo se reinicia. La energía hidroeléctrica es una de las energías más rentables. Aunque los costes iniciales son bastante elevados, por contra, los gastos de explotación y mantenimiento son relativamente bajos. Las centrales hidroeléctricas transforman en energía eléctrica el movimiento de las turbinas que se genera al precipitar una masa de agua entre dos puntos a diferente altura. La ubicación de las centrales hidroeléctricas requieren de una serie de condicionantes como pluviosidades medias anuales favorables, y que el lugar de emplazamiento queda supeditado a las características y configuración del terreno por donde discurre la corriente de agua. El impacto medioambiental de las grandes presas, por la alteración del paisaje e incluso, la inducción de un microclima diferenciado en su emplazamiento, ha desmerecido la bondad ecológica de este concepto en los últimos años. Recientemente se están realizando centrales mini hidroeléctricas que, aprovechando lugares donde no se puede hacer un gran embalse, se benefician de los progresos tecnológicos, logrando un rendimiento y una viabilidad económica razonables, además de ser catalogada como energía renovable mucho más respetuosa con el ambiente. Según la legislación española, una central se considera minihidráulica si tiene una potencia instalada menor o igual a 10 MW de potencia.

21


Introducción a la energía

Imagen 1.7 Presa y central hidráulica.

Ventajas. 

No contamina ni emite gases contaminantes.

Es muy abundante.

Produce trabajo a temperatura ambiente.

Tiene una doble función. Crear energía y permite el aprovechamiento y almacenamiento de agua para regadíos.

Inconvenientes. 

Infraestructura costosa.

Depende de los factores climáticos.

Impacto medioambiental.

Pueden crear obstáculos a la emigración de ciertos peces.

1.4.2.3 Biomasa. Biomasa (masa biológica) es el conjunto de materia generada a partir del proceso de fotosíntesis o en la cadena biológica. La biomasa energética también se define como el conjunto de la materia orgánica, de origen vegetal o animal, incluyendo los materiales procedentes de su transformación natural o artificial. Toda materia orgánica es potencialmente una fuente de energía y su aprovechamiento puede proporcionar agua caliente, calefacción, combustible e incluso energía eléctrica. La biomasa es la única fuente renovable que se puede almacenar, lo que la diferencia de la energía solar, eólica y otras fuentes que necesitan acumuladores artificiales como baterías. La energía de biomasa que produce la madera, los residuos agrícolas y 22


Introducción a la energía

el estiércol, continúa siendo la fuente principal de energía de muchas zonas en vías de desarrollo. La fuente de la biomasa son las plantas, que necesitan del Sol para poder realizar la fotosíntesis. Es una energía renovable con mucho potencial, ya que la fotosíntesis permite convertir la energía solar en materia orgánica de la que se obtienen combustibles. Se encuadran dentro de las energías renovables porque mientras puedan cultivarse los vegetales que las producen, no se agotarán, pero es una energía renovable contaminante debido a que en la combustión se producen emisiones de CO2. El uso de biomasa o de sus derivados puede considerarse neutro en términos de emisiones netas si sólo se emplea en cantidades a lo sumo iguales a la producción neta de biomasa del ecosistema que se explota.

Imagen 1.8 Generación de biomasa.

Fuentes de la biomasa (imagen 1.8): 

Residuos de industrias forestales: ramas, cortezas, raíces, etc., cuyo origen proviene del mantenimiento y mejora de montes y masas forestales.

Residuos agrícolas: paja de cereal, ramas obtenidas tras la poda de frutales y viñedos.

Residuos de industrias agrícolas y agroalimentarias: son residuos orgánicos que, en grandes cantidades, eliminan empresas de conservas vegetales, productos de aceites y vinos, frutos secos, etc. 23


Introducción a la energía

Residuos

biodegradables:

residuos

que

se

transforman

mediante

degradación anaerobia para convertirse en estado gaseoso. Ventajas. 

El balance de CO2 emitido a la atmósfera es neutro.

El aprovechamiento energético supone convertir un residuo en un recurso.

Inconvenientes. 

Impacto visual negativo en la construcción de centrales.

El rendimiento de las calderas de biomasa es inferior a los de las que usan combustible fósil.

Para conseguir un buen aporte energético se necesita gran cantidad de biomasa y por lo tanto ocupar grandes extensiones de tierra en el caso del cultivo energético.

Por tanto, con la biomasa, a partir de aceites, alcoholes, residuos, madera, etc., se obtiene biocarburantes como el biodiesel (sustitutivos del diesel) y bioetanol (sustitutivos de la gasolina), biogás y combustible para calefacción. Actualmente se estudian también ciertas especies vegetales que permiten realizar cultivos energéticos, es decir, las cosechas estarán destinadas exclusivamente a su uso energético, incluso se estudia el aprovechamiento de las algas marinas.

1.4.2.4 Energía geotérmica. La energía geotérmica es aquella energía que se obtiene mediante la extracción y aprovechamiento del calor del interno de la Tierra. Este calor permanente se originó en los primeros momentos de formación del planeta y se transmite por conducción térmica hasta la superficie. Se manifiesta por medio de procesos geológicos como volcanes, géiseres que expulsan agua caliente y aguas termales. Según la temperatura del agua, los yacimientos se pueden clasificar en: 

Energía geotérmica a altas temperaturas, para temperaturas comprendidas entre 150 y 400°C se produce vapor suficiente para mover una turbina y producir electricidad como hemos visto en casos anteriores.

Energía

geotérmica

a

temperaturas

medias,

para

temperaturas

comprendidas entre 70 y 150°C, la conversión vapor electricidad se realiza 24


Introducción a la energía

con un menor rendimiento. También se utiliza en sistemas urbanos para abastecer de calefacción y agua caliente. 

Energía geotérmica a baja temperatura, para temperaturas comprendidas entre 20 y 70°C, ésta energía se utiliza para calefacción y agua caliente de uso domestico, donde el usuario tiene su propia instalación.

Los márgenes entre los diferentes tipos de energías geotérmicas son un tanto arbitrarios, pero si se trata de producir electricidad con un rendimiento aceptable, la temperatura mínima estará entre 120 y 180°C. A partir de cierta profundidad, la temperatura de la Tierra no sufre cambios bruscos, este efecto es aprovechado para fines térmicos en sistemas basados en bomba de calor, captando la energía mediante una red de tubos enterrados, ya sea en el plano horizontal, o bien mediante una captación en vertical a profundidades mayores, como la instalación realizada en la Universidad Politécnica de Valencia (como se puede ver en la imagen 1.9).

Imagen 1.9 Instalación geotérmica en la Universidad Politécnica de Valencia (Escuela Técnica Superior de Ingeniería Industrial).

Usos. 

Calefacción y agua caliente.

Electricidad.

En balnearios, aguas termales que tienen aplicaciones para la salud. 25


Introducción a la energía

Agricultura y acuicultura, para invernaderos y criaderos de peces.

Ventajas. 

No hay cambios bruscos de temperatura en el foco de captación de energía.

Los residuos que pueden producir son mínimos.

Es una fuente que evitaría la dependencia energética del exterior.

Inconvenientes. 

Contaminación térmica.

Deterioro del paisaje.

Emisión de ácido sulfhídrico (H2S) y de CO2.

Posible contaminación de aguas próximas con sustancias como arsénico (As) y amoníaco (NH3).

No se puede transportar.

1.4.2.5 Energía solar. La energía solar es la energía producida por el Sol. El rendimiento que el hombre puede hacer de la energía solar es variado. En este sentido, dentro de la energía solar hay que diferenciar 2 bloques, la energía solar pasiva y la activa. La diferencia es que la pasiva aprovecha la energía solar sin utilizar ningún sistema de conversión o transferencia de energía, como pueden ser las viviendas o los invernaderos, mientras que la energía solar activa sí utiliza elementos de conversión. Dentro de la energía solar activa, se incluiría la energía solar térmica, aquellos sistemas que aprovechan la energía del Sol para una demanda energética de calor y la energía solar fotovoltaica, aquella que convierte la luz del Sol en electricidad. Ventajas. 

Escaso impacto ambiental.

No produce residuos ni gases contaminantes para el medio ambiente.

Distribuida por todo el mundo.

No hay dependencia de las compañías suministradoras.

Inconvenientes. 

Precisan sistemas de acumulación o baterías (que contienen agentes químicos peligrosos).

26


Introducción a la energía

Puede afectar a los ecosistemas por la extensión que ocupan grandes instalaciones.

Impacto visual negativo si no se cuida la integración de los módulos o captadores en el entorno.

Durante el presente año, el Sol arrojará sobre la Tierra 4000 veces más energía de la que vamos a consumir.

1.5

Tipos de energía solar, radiación solar y movimiento del Sol.

1.5.1 Tipos de energía solar. Dentro de los múltiples usos que tiene la energía solar, y según el aprovechamiento que se va a realizar de la radiación incidente del Sol en la Tierra, la energía solar se puede clasificar en 3 grupos a la hora de trabajar. 

Energía solar directa, es la energía del Sol sin transformar, que calienta e ilumina y no necesita sistemas de captación y almacenamiento. Se utiliza mucho en la construcción, mediante acristalamientos y otros elementos arquitectónicos con elevada masa y capacidad de absorción de energía, es la llamada energía solar pasiva.

Energía solar térmica, consiste en aprovechar la energía del Sol para producir calor. La radiación del Sol se transforma en calor mediante el uso de colectores o paneles solares térmicos, que calientan un fluido termoportador que circula por unos tubos en el interior de los captadores solares. Las aplicaciones son muy variadas, pero las más extendidas con este tipo de tecnología son, agua caliente sanitaria (ACS, ver imagen 1.10), apoyo calefacción y calefacción por suelo radiante.

27


Introducción a la energía

Imagen 1.10 Instalación solar térmica de ACS. 

Energía solar fotovoltaica, que permite transformar en electricidad la radiación del Sol, por medio de células fotovoltaicas integrantes en módulos o paneles fotovoltaicos solares (como en la imagen 1.11). Esta electricidad se puede utilizar de manera directa, almacenándola en acumuladores para un uso posterior, o se puede introducir o inyectar en la red de distribución eléctrica. Ésta última, es la que ha tenido un mayor auge en los últimos años en España y es una de las energías renovables con mayores posibilidades.

Imagen 1.11 Instalación Fotovoltaica.

28


Introducción a la energía

1.5.2 Radiación Solar. El Sol es una estrella que se encuentra a una temperatura media de 5600 °C, en cuyo interior tienen lugar una serie de reacciones que producen una pérdida de masa que se transforma en energía. Esta energía liberada del Sol se transmite al exterior mediante la denominada “Radiación Solar”. La radiación en el Sol es 63.450.720 W/m2. Si suponemos que el Sol emite en todas las direcciones y construimos una esfera que llegue a la atmósfera terrestre, es decir, que tenga un radio de la distancia de 146,9 millones de Km podremos determinar cual es la radiación en este punto. Este valor de la radiación solar recibida fuera de la atmósfera sobre una superficie perpendicular a los rayos solares es conocida como constante solar (1.353 W/m2), variable durante todo el año un ± 3 % a causa de la elipticidad de la órbita terrestre. A la Tierra sólo llega aproximadamente 1/3 de la energía total interceptada por la atmósfera, y de ella el 70% cae al mar. Aún así, es varios miles de veces el consumo energético mundial. La radiación solar engloba los términos irradiancia e irradiación. 

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

Irradiación, es la energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo largo de un cierto período de tiempo. Se mide en kWh/m2.

Tipos de Radiación Solar. En función de cómo inciden los rayos en la Tierra se distinguen 3 componentes de la radiación solar (ver imagen 1.12): 

Directa, es la recibida desde el Sol sin que se desvíe en su paso por la atmósfera.

Difusa, es la que sufre cambios en su dirección principalmente debidos a la reflexión y difusión en la atmósfera.

Albedo, es la radiación directa y difusa que se recibe por reflexión en el suelo u otras superficies próximas.

29


Introducción a la energía

Aunque las 3 componentes están presentes en la radiación total, la radiación directa es la mayor y más importante en las aplicaciones fotovoltaicas.

Imagen 1.12 Tipos de radiación solar.

Proporciones de Radiación. Las proporciones de radiación directa, difusa y albedo que recibe una superficie depende de: 

Condiciones meteorológicas, en un día nublado la radiación es prácticamente difusa, mientras que en uno soleado es directa.

Inclinación de la superficie respecto al plano horizontal, una superficie horizontal recibe la máxima radiación difusa y la mínima reflejada.

Presencia de superficies reflectantes, las superficies claras son las más reflectantes por lo que la radiación reflejada aumenta en invierno por el efecto de la nieve.

1.5.3 Movimiento del Sol. El Sol dibuja trayectorias diferentes según la estación del año. En invierno, la altura del Sol es inferior a la altura de verano como se puede observar en la imagen 1.13, lo que hace que las sombras que producen los objetos (casas, edificios, árboles, etc.) sean diferentes en unas estaciones que en otras. Para conocer el movimiento del Sol se utilizará un sistema de coordenadas con dos ángulos, que permite saber en cada momento donde se encuentra. 

Altura solar, es el ángulo formado por la posición aparente del Sol en el cielo con la horizontal del lugar.

30


Introducción a la energía

Azimut solar, es el ángulo horizontal formado por la posición del Sol y la dirección del verdadero sur.

Para obtener el azimut y la altura solar, se utilizan unas tablas que definen dichas coordenadas en función del día del año, de la hora solar y de la latitud, con las que se puede saber la posición del Sol en cada momento lo que permite calcular las sombras que producen los objetos en determinados momentos, o puede ayudar a programar un sistema de seguimiento solar. Para conseguir la mayor producción de una instalación interesa que los paneles solares estén en todo momento perpendiculares a los rayos solares.

Imagen 1.13 Movimientos del Sol.

1.6

Energía solar fotovoltaica.

Consiste en la conversión directa de la luz solar en electricidad mediante un dispositivo electrónico denominado “célula solar”. La conversión de la energía de la luz solar en energía eléctrica es un fenómeno físico conocido como efecto fotovoltaico. La radiación solar es captada en los paneles fotovoltaicos generando energía eléctrica en forma de corriente continua. La tecnología fotovoltaica permite realizar instalaciones que alimenten sistemas alejados de la red de distribución. En las instalaciones conectadas a red, esta energía es transformada en corriente alterna mediante un equipo denominado inversor y vertida a la red eléctrica de distribución en el punto de conexión.

1.6.1 Aplicaciones. Generalmente es utilizada en zonas excluidas de la red de distribución eléctrica o de difícil acceso a ella, pudiendo trabajar de forma independiente o combinada con sistemas de generación convencionales. Sus principales aplicaciones son:

31


Introducción a la energía

Electrificación de sistemas de bomba de agua, repetidores de TV y telefonía, etc.

Electrificación

de

edificios

aislados,

pequeño

alumbrado,

pequeños

electrodomésticos. 

Alumbrado público, aparcamientos, áreas de descanso, etc.

Balizado y señalización marítimo, viales, antenas, etc.

Conexión a la red eléctrica de pequeñas, medianas y grandes centrales eléctricas, que permiten disminuir las pérdidas en la red o permiten beneficiarse de ella económicamente.

Ésta última aplicación es la que está generando actualmente el mayor desarrollo de esta energía, ya que se vende la energía vertida a la red con un precio muy atractivo y por ello se están haciendo grandes inversiones.

1.6.2 Ventajas e inconvenientes. Son múltiples las ventajas de la energía solar fotovoltaica frente los inconvenientes. Ventajas. 

No produce polución ni contaminación ambiental.

Silenciosa.

Tiene una vida útil Superior a 25 años.

Resistente a condiciones climáticas extremas: granizo, viento, lluvia, etc.

Distribuida por todo el mundo.

No requiere mantenimiento complejo (limpieza del módulo y estado baterías).

Se puede aumentar la potencia instalada.

No consume combustible.

Inconvenientes. 

Impacto visual negativo si no se cuida su integración en el ambiente.

Para instalaciones autónomas que precisan de sistemas de acumulación (baterías) que contienen agentes químicos peligrosos.

32


Introducción a la energía

1.6.3 Situación del sector fotovoltaico: (UE/España). En estos momentos los compromisos del Protocolo de Kyoto de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero conllevan no sólo un mayor uso eficiente de la energía sino también el impulso de las energías renovables. Con el objetivo de buscar estos mismos propósitos en 1999 España aprobó el Plan de Fomento de las Energías Renovables, que establece mecanismos no solo de eficiencia y ahorro de energía para reducir el consumo energético sino también para conseguir que las energías renovables alcancen el 12 por ciento en la demanda de la energía primaria en el 2010. Esta cifra es una de las finalidades establecidas por el Libro Blanco de la Comisión Europea respecto al consumo de energías renovables. Si se consigue una mayor implantación, las energías renovables nos ofrecerán la ventaja de no hipotecar nuestro futuro medioambiental y continuar garantizando nuestro consumo. Desde el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) se asegura que “España, gracias a su emplazamiento geográfico, dispone de una privilegiada radiación solar y cuenta, por tanto, con un enorme potencial para el aprovechamiento energético de este recurso que nos proporciona la Naturaleza”. Se estima que nuestro país recibe por cada metro cuadrado de suelo unos 1500 kilovatios-hora de energía cada año. Un panorama inmejorable y prueba de ello son las innumerables instalaciones que se están llevando a cabo en nuestro país. La generación de electricidad con energías renovables superó en el año 2007 a la de origen nuclear, con una generación de 61.951 gigavatios/hora (GWh), lo que supuso el 19,8% de la producción eléctrica de España, frente al 17,7% de la electricidad de origen nuclear, según datos avanzados del IDAE en la presentación del 'Balance Energético de España 2007 y Perspectivas 2008'. Aún así, España no es el país de la Unión Europea con mayor número de instalaciones fotovoltaicas conectadas, sino que es Alemania, pese a que España tiene mejores condiciones climatológicas y mayor número de horas solares productivas. La potencia total instalada en Europa durante el año 2006 se puede observar en la imagen 1.14.

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Introducción a la energía

Imagen 1.14 Potencia instalada en 2006 (MWp).

Y la potencia total acumulada hasta el año 2006 se puede ver en la imagen 1.15:

Imagen 1.15 Potencia instalada acumulada hasta el año 2006.

En cuanto a la fabricación Mundial de Células Fotovoltaicas (imagen 1.16), se distinguen 3 grandes potencias, China con 28%, Europa con un 27% y Japón con un 22% de la producción mundial. A nivel Europeo, Alemania es la principal fabricante de Células con un 76% de la producción, mientras que España se sitúa con un 11% de la producción europea.

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Introducción a la energía

Imagen 1.16 Fabricación mundial y europea de células fotovoltaicas.

Con el fin de cumplir y apoyar los objetivos anteriormente descritos, en el código técnico de la edificación (CTE), se recogen las exigencias que los edificios de nueva construcción (a partir del 2007), dependiendo del uso del edificio, tendrán que cubrir ciertas necesidades energéticas mediante el uso de energías renovables o limpias.

1.6.4 Código Técnico de la Edificación (CTE). El CTE es el marco normativo que establece las exigencias que deben cumplir los edificios. Entre las exigencias básicas se encuentran las correspondientes al Documento Básico HE – Ahorro de Energía, sección HE-5 que regula la incorporación de captadores de energía solar fotovoltaica. En determinados edificios se incorporarán sistemas de captación y transformación de energía solar en energía eléctrica por procedimientos fotovoltaicos para uso propio o suministro a la red. La potencia mínima exigida dependerá de: 

Zona climática donde se ubique la instalación.

Superficie construida.

Tipo de uso del edificio (ver tabla 1.5).

Teniendo en cuenta estos factores, la potencia pico a instalar se calculará mediante la siguiente ecuación:

P(kWp )  C  ( A  S  B)

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Introducción a la energía

Siendo: 

P = Potencia pico a instalar (kWp).

A y B = Coeficientes de uso (ver tabla 1.6).

C = Coeficiente climático (ver tabla 1.7 e imagen 1.17).

S = Superficie construida (m2).

La potencia mínima instalada será de 6,25 kWp, prevaleciendo este valor sobre el resultado de esta expresión. Ámbito de aplicación Tipo de Uso

Límite de Aplicación

Hipermercado

5.000 m2 construidos

Multitienda y centros de ocio

3.000 m2 construidos

Nave de almacenamiento

10.000 m2 construidos

Administrativos

4.000 m2 construidos

Hoteles y hostales

100 plazas

Hospitales y clínicas

100 camas

Pabellones de recintos feriales

10.000 m2 construidos

Tabla 1.5 Ámbito de aplicación.

Coeficientes de uso Tipo de Uso

A

B

Hipermercado

0,001875

-3,13

Multitienda y centros de ocio

0,004688

-7,81

Nave de almacenamiento

0,001406

-7,81

Administrativos

0,001223

1,36

Hoteles y hostales

0,003516

-7,81

Hospitales y clínicas

0,000740

3,29

Pabellones de recintos feriales

0,001406

-7,81

Tabla 1.6 Coeficientes de Uso.

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Introducción a la energía

Coeficiente climático Zona climática

C

I

1

II

1,1

III

1,2

IV

1,3

V

1,4

Tabla 1.7 Coeficiente climático.

Imagen 1.17 Coeficiente climático. Ubicación instalación.

37


Fundamentos físicos

2.

FUNDAMENTOS FÍSICOS. 2.1

Efecto fotovoltaico.

La conversión directa de la energía solar en energía eléctrica se debe a la interacción de la radiación luminosa con los electrones en los materiales semiconductores, fenómeno conocido como efecto fotovoltaico o efecto fotoeléctrico. Fue descubierto por Heinrich Hertz en 1887, pero la explicación teórica fue descrita por Albert Einstein en 1905, en la cual basó su formulación de la fotoelectricidad. Obtuvo el Premio Nobel de Física en 1921 por este efecto. Este proceso se consigue con algunos materiales que tienen la propiedad física de absorber fotones y emitir electrones, y se produce con la excitación de un material semiconductor, como por ejemplo el silicio, por la incidencia de la radiación solar, provocando el movimiento de los electrones del material por el interior del mismo, movimiento que es transformado en corriente eléctrica continua cuando se cierra el circuito.

2.2

Propiedades de los materiales.

La materia está constituida por átomos, que tienen dos partes bien diferenciadas: 

Núcleo, formado por protones (carga eléctrica positiva) y neutrones (sin carga eléctrica).

Electrones, carga eléctrica negativa.

Los electrones giran alrededor del núcleo en distintas bandas de energía y compensan la carga positiva de éste, formando un conjunto estable y eléctricamente neutro. Los electrones de la última capa se llaman electrones de valencia, y se interrelacionan con otros similares formando una red cristalina como se puede ver en la imagen 2.1, para el caso del silicio (Si).

39


Fundamentos físicos

Imagen 2.1 Red cristalina del Silicio (Si).

Por sus propiedades eléctricas, existen 3 tipos de materiales: 

Conductores. Los electrones de valencia están poco ligados al núcleo y pueden moverse con facilidad dentro de la red cristalina con un pequeño agente externo.

Semiconductores. Los electrones de valencia están más ligados al núcleo pero basta una pequeña cantidad de energía para que se comporten como conductores

Aislantes. Tienen una configuración muy estable, con los electrones de valencia muy ligados al núcleo, la energía necesaria para separarlos de éste es muy grande.

Los materiales más utilizados en las células fotovoltaicas son los semiconductores.

2.3

Materiales semiconductores.

La energía que liga a los electrones de valencia con su núcleo es similar a la energía de los fotones (partículas que forman los rayos solares). Cuando la luz solar incide sobre el material semiconductor, se rompen los enlaces entre núcleo y electrones de valencia, que quedan libres para circular por el semiconductor. El lugar que deja el electrón al desplazarse se le llama hueco y tiene carga positiva (mismo valor que el electrón pero de signo cambiado). Los materiales semiconductores tienen los electrones de su capa de valencia más ligados al núcleo, si los comparamos con los materiales conductores, pero al tener la propiedad de poder absorber fotones, les hace comportarse como si fuesen materiales conductores. Si manipulamos los materiales semiconductores, insertándoles impurezas, conseguimos

40


Fundamentos físicos

acelerar el proceso. Para poder elegir el semiconductor idóneo, tenemos que tener en cuenta el ancho de banda prohibido. El material más utilizado en la fabricación de células solares es el silicio (Si), que tiene cuatro electrones de valencia. Para crear un campo eléctrico en este tipo de semiconductor se unen dos regiones de silicio tratadas químicamente (unión ”p-n”).

2.4

Unión “p-n”.

El fundamento de la corriente eléctrica interna está en la existencia de 2 zonas de conductividades diferentes denominadas “p” y “n” en el material que constituye las células. Estas zonas se logran añadiendo impurezas en el silicio (dopaje del silicio). Para conseguir un semiconductor de silicio tipo “n”, se sustituyen algunos átomos del silicio por átomos de fósforo (P), que tienen cinco electrones de valencia. Como se necesitan cuatro electrones para formar los enlaces con los átomos contiguos, queda un electrón libre. De forma análoga, si se sustituyen átomos de silicio por átomos de boro (B), que tienen tres electrones de valencia, se consigue un semiconductor tipo “p”, al formar los enlaces, falta un electrón, o dicho de otra forma, hay un hueco disponible. Para conseguir una unión “p-n” se pone en contacto una superficie de semiconductores tipo “n” con la de un semiconductor tipo “p”. Los electrones libres del material tipo “n”, tienden a ocupar los huecos del material tipo “p” y viceversa, creándose así un campo eléctrico como se puede ver en la imagen 2.2.

Imagen 2.2 Unión p-n.

41


Fundamentos físicos

2.5

Ancho de banda prohibido.

Todos los materiales tienen un ancho de banda prohibido o band-gap, excepto los materiales conductores. Es la diferencia de energía entre la parte superior de la banda de valencia y la parte inferior de la banda de conducción, esto se puede ver en la imagen 2.3. El ancho de banda prohibido es el valor mínimo que necesita un fotón para que se pueda producir el efecto fotovoltaico en un material semiconductor. Se le asigna Eg para denominar la energía que se aprovecha de un fotón. En la banda prohibida no se encuentra ningún electrón, ya que es un espacio de paso de electrones, desde la banda de valencia a la banda de conducción. Si el material fuese un aislante, las bandas de valencia y de conducción se estrecharían y la banda prohibida se ensancharía. Esto es así, porque en un material aislante se necesita una Eg muy elevada para que un electrón pueda atravesar la banda prohibida. Por este motivo, el ancho de banda prohibido determina que tipo de material estamos examinando, un aislante, un semiconductor o un conductor. Para que se produzca el efecto fotovoltaico, es decir, para que se produzca una corriente eléctrica cuando incide energía sobre el material semiconductor, es necesario que los fotones tengan una energía mayor que un valor mínimo determinado, que se denomina “gap” de energía y se suele expresar en electrón-voltio  1eV = 1,602x1014 J La energía que se aprovecha de cada fotón es la Eg. Si los materiales utilizados en las células fotovoltaicas tienen una Eg muy pequeña, se desaprovecha energía, si la Eg es muy grande, las células se mostrarán transparentes a la mayoría de los fotones, ya que el espectro de la luz solar se distribuye sobre un rango de longitudes de onda que va desde 0.35 µm hasta algo más de 3 µm. El valor óptimo de Eg está entorno a 1.5 µm.

42


Fundamentos físicos

Imagen 2.3 Ancho de banda prohibido.

2.6

Elaboración del silicio.

El Silicio es el segundo elemento más abundante en la corteza terrestre, y se presenta en forma de dióxido de silicio (SiO2). Para poder ser utilizado en la fabricación de células fotovoltaicas, es necesario pasar el silicio por una serie de procesos. 

Reducción. Proceso en el que se agrega Carbón en cantidades controladas a altas temperaturas, por medio de este proceso se extrae el silicio llamado de grado metalúrgico, que tiene una pureza del 98%.

Purificación. Proceso en el que se trata el silicio químicamente obteniendo el llamado Silicio de grado electrónico, que tiene una pureza del 99,9999%.

Método Czochralski. Se introduce el Silicio purificado en un crisol con impurezas de Boro, que se calienta a altas temperaturas para obtener una masa fundida. Una vez que todo el material se encuentra en estado líquido, se introduce una varilla con un germen de Silicio en un extremo, que al ponerse en contacto con la masa empieza a solidificarla. La varilla tiene un movimiento de rotación y a la vez va ascendiendo lentamente, de forma que se obtiene un lingote cilíndrico como se puede observar en la imagen 2.4.

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Fundamentos físicos

Imagen 2.4 Cristalización por el método de Czochralski.

Tras obtener el lingote por el método Czochralski, se corta mediante sierras muy precisas, obteniendo obleas (discos) de un espesor aproximado de 0,3 mm (ver imagen 2.5).

Imagen 2.5 Lingotes y obleas de silicio.

El material sobrante se vuelve a utilizar fundiéndose de nuevo. Con el corte se dañan las capas superficiales por lo que se tratan químicamente. De esta forma se obtienen obleas tipo “p” dopadas con Boro. El paso siguiente consiste en formar la unión “p-n”, mediante la difusión de impurezas de tipo “n” a altas temperaturas. Sobre las obleas tipo “p-n”, se colocan las conexiones y protecciones pertinentes para formar la célula fotovoltaica, y éstas se unen para formar los módulos fotovoltaicos. 44


Descripción de sistema fotovoltaico

3.

DESCRIPCIÓN DE SISTEMA FOTOVOLTAICO.

Un sistema fotovoltaico es el conjunto de componentes mecánicos, electrónicos y eléctricos que concurren para captar la energía solar disponible y transformarla en utilizable como energía eléctrica.

3.1

Tipos de Sistemas Fotovoltaicos.

Sistemas fotovoltaicos. 

Aislados con o sin baterías.

Conectados a red. –

Instalaciones sobre cubierta o sobre suelo, donde se pueden agrupar varias instalaciones formando huertas solares.

Híbridos, combinados con otro tipo de energía eléctrica.

A continuación vamos a describir los elementos y componentes más importantes que tiene un sistema fotovoltaico.

3.2

Componentes de un sistema fotovoltaico.

3.2.1 Módulos fotovoltaicos. Los módulos o paneles fotovoltaicos, son un conjunto de células conectadas convenientemente de forma que reúnan unas condiciones determinadas, y han de tener los mismos parámetros eléctricos para que no se produzcan descompensaciones que limiten su funcionamiento (por ejemplo, la intensidad de toda una rama de células conectas en serie, queda limitada por la célula que tenga menor intensidad de corriente. El módulo fotovoltaico es el elemento fundamental de cualquier sistema fotovoltaico, y tiene como misión captar la energía solar incidente y generar una corriente eléctrica continua. Los módulos tienen varias capas que recubren las células tanto por arriba como por abajo proporcionándoles: resistencia mecánica, protección contra los agentes ambientales externos, aislamiento eléctrico que garantiza su duración y la seguridad de las personas y animales que se encuentren en su entorno.

45


Descripción de sistema fotovoltaico

Componentes del módulo fotovoltaico (imagen 3.1).

Imagen 3.1 Sección de un módulo fotovoltaico. 

Recubrimiento exterior. Generalmente de vidrio para facilitar al máximo la captación de la radiación solar por la célula fotovoltaica. También los hay de materiales orgánicos.

Material encapsulante. Actúa como protección de las células. Para este fin se utilizan productos a base de siliconas como el acetato de etilen-vinilo (E.V.A.) que son muy transparentes a la radiación solar y no se degradan fácilmente con el tiempo, y las protege contra la acción de la humedad.

Recubrimiento posterior. Dota al módulo de protección y sirve de cerramiento. Suele ser también de vidrio (TEDLAR).

Conexiones eléctricas. Deben ser accesibles, normalmente se sitúan en la parte posterior del módulo. Estas conexiones deberán garantizar la estanqueidad en la conexión con otros módulos o con el conductor exterior.

Marco metálico. De aluminio anodizado o acero inoxidable para envolver todo el conjunto del módulo. Tiene que ser una estructura estanca y que esté preparada para la fijación en el bastidor o su integración en otro sistema constructivo.

Células Fotovoltaicas (ver imagen 3.2). La conversión de la radiación en corriente eléctrica tiene lugar en la célula fotovoltaica. Una célula fotovoltaica es un dispositivo formado por una lámina de material semiconductor, cuyo grosor varía entre 0.25 mm y 0.35 mm, generalmente de forma cuadrada (aunque hoy en día se hacen de diversas formas y tamaños), con superficies entre 100 y 200 cm2.

46


Descripción de sistema fotovoltaico

Imagen 3.2 Célula fotovoltaica.

Cada célula fotovoltaica se compone de una delgada capa de material tipo “n” y otra de mayor espesor tipo “p”. Ambas capas por separado son eléctricamente neutras, y al juntarlas se genera un campo eléctrico en la unión “p-n”. Cuando la luz incide sobre la célula, los fotones rompen el par electrón-hueco. El campo eléctrico de la unión los separa para evitar que se recombinen, llevando los electrones a la zona “n” y los huecos a la zona “p”. Mediante un conductor externo, se conecta la capa negativa a la positiva, generándose así un flujo de electrones (corriente eléctrica) de la zona “p” a la zona “n”. Una célula, de forma individual, produce unos 0,4 Voltios. Para conseguir tensiones superiores, las células se unen entre sí, en serie y en paralelo, de forma que se conecte el dorso de una de ellas con la parte frontal de la adyacente, conformando módulos fotovoltaicos. Tipos de Células Fotovoltaicas. Células de silicio. Fabricadas mediante la cristalización del silicio, pueden ser de 3 tipos: 

Silicio monocristalino. –

Presenta una estructura completamente ordenada.

Comportamiento uniforme, buen conductor.

Es de difícil fabricación.

Se obtiene del silicio puro y dopado con boro.

Se reconoce por su monocromía azulada oscura y metálica.

Su rendimiento oscila entre 15-20 %.

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Descripción de sistema fotovoltaico

Silicio policristalino. –

Presenta estructura ordenada por regiones separadas.

Los enlaces irregulares de las fronteras cristalinas disminuyen el rendimiento de la célula.

Se obtiene de igual forma que el silicio monocristalino pero con menos fases de cristalización.

Se reconoce por sus distintos tonos de azules y grises metálicos.

Su rendimiento oscila entre 12-15 %.

Silicio amorfo. –

Presenta alto grado de desorden.

Gran número de defectos estructurales y de enlaces.

Su proceso de fabricación es más simple que los anteriores y menos costoso.

Son eficientes bajo iluminación artificial.

Tiene un color marrón homogéneo.

Su rendimiento es inferior al 10 %.

Células de película delgada. 

Una de las células más desarrolladas de este tipo son las de sulfuro de cadmio (CdS) y sulfuro cuproso (Cu2S).

Se necesita poco material activo.

Su proceso de fabricación es sencillo.

Tienen un rendimiento entorno al 5–8 %.

Célula de Arseniuro de Galio (GaAs). 

Buenos rendimientos con pequeños espesores.

Mantiene características a elevadas temperaturas.

Elevado coste de producción.

Material poco abundante.

Tiene un rendimiento comprendido entre el 27-30 %.

3.2.2 Estructura soporte del módulo. La estructura soporte estará formada por perfiles de aluminio o acero galvanizado, diseñados y desarrollados mediante exhaustivos cálculos para adaptarla al tipo de obra en concreto. Esta estructura de soporte cumplirá con las especificaciones normativas 48


Descripción de sistema fotovoltaico

aplicables. La estructura se calculará para resistir cargas de viento y de nieve con un factor se seguridad 5 para soportar las condiciones meteorológicas adversas minimizando el mantenimiento. Todos los accesorios de anclaje y tortillería irán de acuerdo con la normativa vigente. Cada módulo estará fijado a la estructura garantizando que los efectos de dilatación térmica y flexión no causen desperfectos en los módulos. El anclaje de la estructura de soporte se adaptará al tejado garantizando en cualquier caso la impermeabilidad de la cubierta.

3.2.3 Acumuladores o baterías. Un acumulador o batería es un dispositivo electroquímico capaz de transformar una energía potencial química en energía eléctrica (o a la inversa). La misión principal de una batería dentro de un sistema fotovoltaico es la de acumular la energía producida para que pueda ser utilizada en períodos donde la iluminación es escasa o incluso nula.

3.2.4 Inversores. Los inversores son los elementos que convierten la corriente continua generada en los módulos fotovoltaicos en corriente alterna que se inyecta a la red. De esta forma se consigue eliminar gran parte de los problemas de la corriente continua y aumentar el rendimiento del sistema. El funcionamiento del inversor es completamente automático. Cuando los módulos solares generan la potencia suficiente por la mañana, la electrónica de control supervisa los parámetros de tensión y frecuencia de red, así como la oferta de energía. Cuando se ha sincronizado la frecuencia del sistema con la de red, el sistema inyecta corriente a la red. El inversor trabaja de forma que toma la máxima potencia posible de los módulos solares (MPPT). Al atardecer, cuando la energía ya no es suficiente para suministrar corriente a la red, el inversor interrumpe la conexión y deja de trabajar. El inversor tiene que cumplir todas las normativas y directrices aplicables, más los requisitos de las compañías distribuidoras de energía.

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Descripción de sistema fotovoltaico

3.2.5 Elementos de protección y cableado. Se dispondrá de protecciones tanto en la parte de corriente continua (DC), como en la parte de corriente alterna (AC), según los requisitos el R.D. 1663/2000 y el reglamento electrotécnico de baja tensión (REBT). Todos los conductores serán de cobre, su sección será calculada y será suficiente para asegurar que las pérdidas de tensión en el transporte por cables y cajas de conexión sean inferiores al 1,5 % de la tensión de trabajo del sistema en cualquier situación de operación. Todos los cables serán adecuados para uso en intemperie, al aire o enterrados (RV-K 0,6/U KV UNE 21123).

50


Objetivo

4.

OBJETIVO.

El objetivo de este proyecto es diseñar una instalación solar fotovoltaica sobre cubierta industrial de conexión a red. Este proyecto difiere del resto de proyectos que encontramos en libros, manuales y guías de energía solar, en que no queremos cubrir unas necesidades o demandas eléctricas para cierto consumo, sino conocer, proyectar, diseñar y calcular una instalación solar fotovoltaica sobre la cubierta de una nave. Trabajar sobre una cubierta implica un parámetro importante a desarrollar en el proyecto, ya que contar con una superficie limitada de actuación, implica ver cual es el diseño óptimo sobre la misma, que permita conseguir la mayor producción de energía eléctrica posible. Esta energía generada se verterá a la red de distribución eléctrica, en el punto de conexión acordado con la compañía eléctrica existente, para su posterior distribución hasta los puntos de consumo como se muestra en la Imagen 4.1.

Imagen 4.1 Objetivo instalación energía solar fotovoltaica.

La cantidad de energía solar aprovechable depende de múltiples factores, algunos de ellos pueden ser controlados en el diseño e instalación, como pueden ser orientación, inclinación, ubicación de los módulos fotovoltaicos, y otros se escapan a toda posibilidad de control, ya

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Objetivo

que son consecuencia de la localización geográfica de la instalación y de los parámetros meteorológicos del lugar. Con el fin de aprovechar al máximo el rendimiento de la instalación, se determina además, la composición ideal de los distintos componentes, adaptándolos de modo óptimo a los condicionantes constructivos de la nave. Las características de los distintos componentes de la instalación se describirán detalladamente en los apartados correspondientes de la presente memoria. No olvidemos que a mayor rendimiento, mayor energía generada, con lo cual la potencia inyectada en la red de distribución será mayor y por lo que la prima percibida también será mayor, según lo acordado en el RD 663/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, en la cual se encuentra inscrita dicha instalación de energía solar fotovoltaica, en el Registro de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica en Régimen Especial de la Región de Murcia

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Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

5.

GENERALIDADES Y DIMENSIONADO DEL GENERADOR FOTOVOLTAICO. 5.1

Generalidades.

5.1.1 Antecedentes. El aprovechamiento de la irradiación solar para producir electricidad e inyectarla en la red eléctrica de forma rentable ha sido durante años una aspiración social y económica que hoy es una realidad. Por una parte la tecnología solar fotovoltaica ha acreditado durante décadas su fiabilidad y durabilidad con lo que nos permite afrontar un ciclo productivo con confianza.

5.1.2 Situación y emplazamiento. UBICACIÓN Dirección

Carretera de Yecla, Km 73,2

Término Municipal

30520 – Jumilla (Murcia)

Coordenadas (UTM) Coordenadas Geográficas

X

646700,79 mE

Y

4263467,44 mN

Huso en S.G.

30

Latitud

38° 30’ 27” N

Longitud

1° 19’ 03” W

Tabla 5.1 Situación y Emplazamiento

La tabla 5.1 es un cuadro resumen de la ubicación de la nave industrial. La instalación fotovoltaica proyectada se ubicará sobre la cubierta de una nave industrial existente, situada en el polígono industrial “Los Romerales” en Jumilla, y en la cual se desempeña la actividad de venta y reparación de maquinaria agrícola. La situación y emplazamiento se puede ver más detalladamente en el plano 01.

5.1.3 Reglamentos y disposiciones generales. Normativa aplicable. A continuación se indican las diferentes normativas que se han tenido en cuenta por uno u otro motivo para la redacción del presente proyecto. Estas serán estatales, autonómicas, locales y particulares; y pueden ser de carácter obligatorio, recomendatorio o informativo. 53


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

REBT-2002: Reglamento electrotécnico de baja tensión e Instrucciones técnicas complementarias.

UNE 20-460-94 Parte 5-523: Intensidades admisibles en los cables y conductores aislados.

UNE 20-434-90: Sistema de designación de cables.

UNE 20-435-90 Parte 2: Cables de transporte de energía aislados con dieléctricos secos extruidos para tensiones de 1 a 30kV.

UNE 20-460-90 Parte 4-43: Instalaciones eléctricas en edificios. Protección contra las sobreintensidades.

UNE 20-460-90 Parte 5-54: Instalaciones eléctricas en edificios. Puesta a tierra y conductores de protección.

EN-IEC 60 947-2:1996(UNE - NP): Aparamenta de baja tensión. Interruptores automáticos.

EN-IEC 60 947-2:1996 (UNE - NP) Anexo B: Interruptores automáticos con protección incorporada por intensidad diferencial residual.

EN-IEC 60 947-3:1999: Aparamenta de baja tensión. Interruptores, seccionadores, interruptores-seccionadores y combinados fusibles.

EN-IEC 60 269-1(UNE): Fusibles de baja tensión.

EN 60 898 (UNE - NP): Interruptores automáticos para instalaciones domésticas y análogas para la protección contra sobreintensidades.

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

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

UNE EN 61215:1997 “Módulos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino para aplicación terrestre. Cualificación del diseño y aprobación tipo.

PNE-EN 50330-1 “Convertidores fotovoltaicos de semiconductores. Parte 1: Interfaz de protección interactivo libre de fallo de compañías eléctricas para convertidores conmutados FV-red. Cualificación de diseño y aprobación de tipo”. BOE 11/05/99).

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

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

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Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Real Decreto 1955/2000 de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

Normas particulares de la empresa suministradora Iberdrola S.A.U.

Condiciones impuestas por los Organismos Públicos afectados y Ordenanzas Municipales.

Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

Real Decreto 2818/1998 de 13 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración.

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

Real Decreto 2224/1998, de 16 de octubre por el que se establece el certificado de profesionalidad de la ocupación de instalador de sistemas fotovoltaicos y eólicos de pequeña potencia.

Recomendaciones UNESA (Asociación Española de la Industria Eléctrica).

Reglamento de Verificaciones Eléctricas y regularidad del suministro de Energía Eléctrica (Decreto del 12 de mazo 1.954) modificado parcialmente por los reales 724 / 1979 de 2 de febrero, 1725/1984 del 18 de julio y 1075/1986 de 2 de mayo.

Reglamento sobre Acometidas Eléctricas (Decreto 2949 / 1982).

R.D. 1211/1990. Reglamento de la Ley 16/1987 de ordenación.

R.D. 1346/1992. Ley del Suelo.

Código Técnico de la Edificación (CTE marzo de 2.006): –

Exigencias básicas de ahorro de energía (HE). DB-HE-5. _

Condiciones generales de la instalación.

_

Plan de mantenimiento.

_

Plan de vigilancia.

Pliego de condiciones técnicas IDAE: Instalaciones Fotovoltaicas Conectadas a Red. Octubre de 2.002.

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Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

5.1.4 Descripción de la nave industrial. La nave industrial objeto de estudio, es una nave almacén con una superficie en planta de 1369,20 m2, construida toda ella con estructura metálica, perfiles de acero A-42 b, unidos con soldadura eléctrica, pilares compuestos por perfil IPE-220. La nave está compuesta por 2 cerchas a dos aguas cada una, compuesta por perfil tubular redondo de 110 x 5 mm, sobre las cerchas irán apoyadas las correas de la cubierta. La cubierta es de placas de chapa galvanizada de espesor 0,6 mm y tiene una inclinación de unos 7° aproximadamente. La nave presenta paramento (peto) sólo en la fachada principal, y su altura máxima es la altura de la cumbrera. La nave industrial objeto de estudio se puede ver en el plano 02.

5.1.5 Descripción de la instalación, componentes y equipos. La instalación de energía solar fotovoltaica convierte la energía de la radiación solar en energía eléctrica, a través de una serie de módulos fotovoltaicos instalados sobre una estructura fija que proporcionará a los módulos cierta inclinación respecto la horizontal. A este conjunto de módulos se le denomina generador fotovoltaico. El generador fotovoltaico produce corriente eléctrica continua, dicha energía se convierte en corriente alterna mediante un convertidor (inversor), para posteriormente inyectar a la red de distribución. La instalación tendrá todos los elementos necesarios para garantizar en todo momento la protección física de las personas, la calidad del suministro y no provocar alteraciones en la red de distribución. Puesto que se trata de una instalación conectada a red, y el objetivo final de la instalación es vender la energía producida a la compañía distribuidora, se dispondrá de un contador con el fin de controlar la energía producida. Componentes y equipos de la instalación solar fotovoltaica: 

Módulos fotovoltaicos.

Inversor.

Estructuras.

Cajas de conexión, protección y cableado, que se emplearán para la interconexión eléctrica entre el campo fotovoltaico-inversor e inversor-CGP.

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Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

La potencia de salida del inversor es conducida hasta la CGP a través de la línea de Derivación Individual.

Una vez comentado las distintas partes de la instalación, se procede a describir y justificar la utilización de cada uno de los elementos empleados.

5.2

Dimensionado del generador fotovoltaico.

5.2.1 Módulos fotovoltaicos. Según el Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE (PCT), todos los módulos deberán satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215 para módulos de silicio cristalino, o UNEEN 61646 para módulos fotovoltaicos capa delgada, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido (por ejemplo, Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica del Departamento de Energías Renovables del CIEMAT, Joint Research Centre Ispra, etc.), lo que se acreditará mediante la presentación del certificado oficial correspondiente. El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo y nombre o logotipo del fabricante, así como una identificación individual o número de serie trazable a la fecha de fabricación. Se utilizarán módulos que se ajusten a las características técnicas descritas a continuación: 

Los módulos deberán llevar los diodos de derivación para evitar las posibles averías de las células y sus circuitos por sombreados parciales y tendrán un grado de protección IP65.

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

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

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

Se valorará positivamente una alta eficiencia de las células.

La estructura del generador se conectará a tierra.

57


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

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

Los módulos utilizados en la instalación son de la marca Siliken. Estos módulos se han elegido por su calidad-precio y porque tienen una alta eficiencia comparado con el resto de módulos que se encuentran en el mercado. Los módulos son de la marca Siliken modelo SLK60P6L, de 224 W de potencia pico cada uno, la potencia pico es la proporcionada al recibir el panel una irradiación de 1000 W/m2, con una distribución espectral AM de 1,5 G y a una temperatura de 25°C, es decir, en condiciones estándar de medida (CEM. Condiciones utilizadas universalmente para caracterizar las células y los módulos solares). En la parte frontal son laminados compuestos por vidrio ultra transparente templado de 3,2 mm, encapsulante termoestable de E.V.A. embebiendo a las células y aislante eléctrico en la parte trasera formado por un compuesto de tedlar y poliéster. Los módulos están compuestos por 60 células de silicio policristalino de alta eficiencia con capa antirreflectante, con unas dimensiones de 156 x 156 mm2 cada una de ellas. Los conductores eléctricos son de cobre plano bañado en una aleación estaño-plata que mejora la soldabilidad, incluye diodos de by-pass. Los conductores de interconexión entre módulos tienen una sección de 4 mm2 de cobre flexible con aislamiento de 1000 V. especial para intemperie, son conectores rápidos anti-error. El marco del módulo es de aluminio. Las características técnicas del módulo se pueden ver la tabla 5.2.

58


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Características del módulo SLK60P6L : Corriente de cortocircuito

8,04 A

Tensión en circuito abierto

36,9 V

Tensión en punto P máx.

29,8 V

Corriente en punto P máx.

7,52 A

Eficiencia

13,7%

Conectores rápidos

Multicontact

Marco módulo

Aluminio

Dimensiones mod. fv.

1640 x 990 x 40 mm (largo x ancho x grosor)

Peso

19,0 kg

Tolerancia de potencia

-3% + 3%

Certificación

IEC 61215, protección eléctrica clase II

Tabla 5.2 Características técnicas del módulo fotovoltaico.

5.2.2 Parámetros y criterios de diseño. Una vez que ya hemos elegido el tipo de módulo que vamos a utilizar en la instalación, y antes de ver la capacidad que presenta la nave industrial, es decir, el número de módulos que caben, hay que tener en cuenta ciertos parámetros y criterios de diseño para el correcto funcionamiento de la instalación. Los módulos fotovoltaicos se pueden instalar prácticamente en cualquier sitio o lugar como en marquesinas, tejados, en viseras para colocarlos en los laterales de la nave, etc. pero para éste caso en concreto, lo que queremos es ver la capacidad máxima que tiene la cubierta de la nave, y para ello, tenemos que preparar la zona de trabajo. Lo primero es delimitar el perímetro de la cubierta sobre plano y ver todos los posibles objetos que pueden producir sombra sobre la instalación, con el fin de evitarlos, tales como construcciones colindantes, paramentos propios de la nave, árboles, torres de electricidad, silos de almacenaje, etc. Con el perímetro de la nave delimitado, con toda la superficie útil para la colocación de los módulos, lo que se debe hacer es dejar un retranqueo de 1 m, consiguiendo un perímetro de seguridad por el cual los instaladores podrán transitar y moverse entre filas de forma segura.

59


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

5.2.2.1 Sombras. Las sombras que se produzcan o que incidan en cualquier momento del día sobre la instalación, hay que tenerlas muy en cuenta. El sombreado de alguna célula puede producir un voltaje inverso en ella, ya que la célula sombreada no conduce y consumiría la energía generada por las demás células conectadas en serie, produciéndose un calentamiento indeseado de la célula sombreada. Este efecto llamado punto caliente, será mayor cuanto mayor sea la radiación incidente en el resto de las células llegando incluso a romperse por sobrecalentamiento. El uso de diodos de protección (diodos by-pass) reduce el riesgo de calentamiento de las células sombreadas, limitando la corriente que pueda circular y evitando de este modo la rotura de las mismas.

5.2.2.2 Orientación e Inclinación del Generador Fotovoltaico. Para tener un buen diseño y un rendimiento óptimo de nuestro generador fotovoltaico, hay que tener presente la orientación de la nave, y la orientación e inclinación de los módulos, ya que hay que garantizar la potencia que se va a generar y respetar unos valores mínimos en cuanto a pérdidas de refiere: 

Ángulo de inclinación “β”, definido como el ángulo que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal (imagen 5.1). Su valor es 0° para módulos horizontales y 90° para verticales.

Ángulo de azimut “α”, definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar (imagen 5.1). Valores típicos son 0° para módulos orientados al Sur, – 90° para módulos orientados al Este y +90° para módulos orientados al Oeste.

Imagen 5.1 Ángulo de inclinación β y ángulo azimut α.

60


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Ángulo de azimut (α). Empezaremos con la orientación de la nave, es decir, el ángulo de azimut que presenta la nave industrial donde queremos realizar la instalación. Dicha desviación se puede calcular fácilmente, lo que se hace es situar la planta de la nave sobre la parcela correspondiente, para ello se utilizan programas como el Google Earth, el SigPac o la propia pagina del Catastro (página del Ministerio de Economía y Hacienda). La desviación se comprueba y justifica in situ con una brújula. Esta posible desviación afectará considerablemente a la hora de situar los módulos sobre la cubierta, ya que la nave ya está construida, y por ello no se puede girar para conseguir una orientación favorable hacía el Sur (orientación óptima), con el fin de poder obtener el mayor número de horas solares productivas.

Imagen 5.2 Desviación azimut de la nave.

Después de ubicar la nave sobre el terreno como se observa en la imagen 5.2, y sabiendo donde está el Norte, podemos calcular de forma sencilla la desviación que presenta la nave (mediante AutoCad o sobre plano con un transportador de ángulos), en éste caso vemos que tiene una desviación de +33° (α) respecto al Sur (orientación hacia la tarde) o una desviación de +213° respecto del Norte. Ángulo de inclinación (β). A la hora de instalar los módulos sobre la cubierta, normalmente no se sitúan sobre la propia cubierta, sino que se les suelen dar cierta inclinación. Esta inclinación viene delimitada según la situación geográfica donde se va a realizar la instalación, con el

61


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

fin de conseguir el mayor aprovechamiento y rendimiento, es decir, para que el módulo fotovoltaico esté expuesto el mayor número de horas a la radiación solar. La inclinación del módulo se obtiene consultando bases de datos de irradiación del lugar a ubicar la instalación. En las bases de datos se puede consultar los valores de irradiancia tanto mensual como anual, los valores de irradiación obtenidos son datos de mediciones realizadas en años anteriores. Dichos datos se pueden obtener del Instituto Nacional de Meteorología, del Satel-Light (base de datos europea) o en los Organismos autonómicos oficiales. Los valores de irradiación para las distintas inclinaciones que puede adoptar el módulo en la localidad de Jumilla (Murcia) y más en concreto, en las coordenadas 38° 30´ N, 1° 19´ W se pueden ver en la siguiente tabla.

β(°)

Ene

Feb

Mar

Abr

May Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Total

25°

3848

5348

6094

6361

6576

7258

7497

7126

5947

5345

4222

3695

5779

28°

3972

5482

6164

6350

6501

7138

7392

7089

5982

5449

4350

3829

5810

30°

4050

5564

6203

6335

6444

7051

7314

7055

5998

5512

4429

3912

5823

32°

4111

5280

6223

6301

6368

6947

7217

7002

5995

5556

4492

3980

5818

35°

4210

5727

6255

6253

6261

6796

7075

6925

5994

5627

4592

4088

5817

2

Tabla 5.3 Irradiación (Wh/m ) diaria en media mensual sobre superficie inclinada y orientación sur.

Observando la tabla 5.3 se puede apreciar que la inclinación óptima para la situación donde se encuentra la nave es la de 30° respecto la horizontal (β). Ya que es el valor más elevado de irradiación

5.2.2.3 Distancia mínima entre filas. Con el módulo inclinado 30°, lo que se hace es dibujar la planta del módulo, se escala a las mismas medidas que tiene el plano con el perímetro y el retranqueo delimitado, y se empiezan a colocar módulos fotovoltaicos sobre el plano, es decir, a rellenar la zona anteriormente delimitada de Sur a Norte. Cuando se coloca una fila de módulos y ya no caben más, se tendrá que ir a una fila posterior y al inclinar el módulo 30° respecto la horizontal, se tendrá que dejar cierta distancia entre filas (ver imagen 5.3), para que una fila de módulos no haga sombra sobre la fila posterior y así sucesivamente hasta completar el perímetro deseado.

62


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

La distancia entre filas viene definida mediante una fórmula matemática en el PCT del IDAE, esta distancia será superior al valor obtenido por la expresión:

d

h tg (61º latitud )

Imagen 5.3 Distancia entre filas.

Donde: 

d = distancia entre filas.

h = altura máxima del objeto a estudiar.

latitud = latitud geográfica de la instalación expresada en grados.

Módulo en horizontal → d 

Módulo en vertical → d 

0,53  1, 28m. tg (61º 38,50)

0,85  2, 05m. tg (61º 38,50)

Dejando entre filas la distancia obtenida, estamos garantizando que nuestra instalación va a tener un mínimo de 4 horas de Sol en torno al mediodía del solsticio de invierno, es decir, que va a tener 4 horas productivas al día sin producirse sombras entre filas de módulos, el día más desfavorable del año que es el 21 de Diciembre.

5.2.2.4 Instalación/colocación de los módulos fotovoltaicos. Como ya se sabe que la nave tiene una desviación de +33° respecto al Sur (α), se presentan 4 posibles soluciones a la hora de instalar los módulos ya que tienen forma rectangular. Se pueden colocar en horizontal o en vertical y éstos a su vez, se pueden colocar con la misma orientación de la nave (+33°) u orientados al Sur geográfico (0°) como se puede observar en la imagen 5.4.

63


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Imagen 5.4 Instalación/colocación de los módulos fotovoltaicos.

A continuación se van a describir las ventajas e inconvenientes dependiendo de como se quieran instalar los módulos. 

Distribuyendo los módulos en vertical ahorramos estructura, en cuanto a material se refiere y por tanto económicamente hablando, pero colocando los módulos en horizontal hacemos un reparto mejor de cargas sobre toda la cubierta, porque el peso está repartido de forma homogénea.

Los módulos que se van a utilizar en la instalación (como la mayoría de los fabricados por las distintas empresas/marcas), llevan los diodos de by-pass en los extremos más pequeños del módulo, parte ancha del mismo (largo x ancho x grosor), por lo que instalando los módulos en vertical en caso de producir sombra sobre la fila de células inferior del módulo, anularía la producción del módulo por completo ya que esta sombra afectaría a las diferentes series de células conectadas en todo el módulo.

64


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Otra ventaja de instalarlos en horizontal, es que el módulo se eleva menos respecto la cubierta, tiene menos vuelo, por lo que ofrece menos resistencia al viento.

La capacidad de la nave a la hora de instalarlos en horizontal o en vertical no difiere mucho en cuanto a la cantidad de módulos se refiere, porque al colocarlos en vertical, la separación que hay que dejar entre filas es superior frente a la horizontal, ya que la proyección de la sombra es superior, aunque caben más módulos por fila. Ésto se puede ver en el plano XXX

Teniendo en cuenta éstos criterios de diseño, vamos a estudiar la capacidad que presenta la nave colocando los módulos en horizontal, ya que es la opción más aconsejable y la capacidad no va a variar considerablemente, y más adelante veremos que opción es más adecuada para los módulos, si con la desviación de 33° azimut o directamente orientados al Sur, 0° azimut. La nave industrial que vamos a dimensionar está formada por 4 aguas, es decir no es una cubierta plana (cubierta paralela al suelo), por lo que dependiendo de donde vayamos a colocar el módulo podemos tener una pendiente favorable, la distancia entre filas se puede acortar debido a que la proyección de la sombra es menor, mientras que si tenemos una pendiente desfavorable, la distancia entre filas es mayor, ya que la proyección de la sombra es mayor. Entendemos por pendiente favorable la que está orientada al Sur, y desfavorable la que está orientada al Norte geográfico. Esto se puede ver en el plano 05.

5.3

Cálculo de pérdidas por orientación, inclinación y sombras del generador distintas de la óptima.

El criterio para evaluación de las pérdidas por sombras, orientación e inclinación del generador fotovoltaico es el indicado en el PCT del IDAE. El objetivo es determinar los límites de acuerdo a las pérdidas máximas permisibles por este concepto. La orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las posibles sombras sobre el mismo serán tales que las pérdidas sean inferiores a los límites de la tabla 5.4. Se considerarán tres casos:

65


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Caso

Orientación e inclinación (OI) Sombras (S) Total (OI+S)

General

10 %

10 %

15%

Superposición

20 %

15 %

30%

Integración arquitectónica

40 %

20 %

50 %

Tabla 5.4 Pérdidas por orientación, inclinación y sombreado del generador fotovoltaico.

Integración arquitectónica. Cuando los módulos fotovoltaicos cumplen una doble función, energética y arquitectónica (revestimiento, cerramiento o sombreado) y, además, sustituyen a elementos constructivos convencionales. Superposición. La colocación de módulos fotovoltaicos paralelos a la envolvente del edificio sin la doble funcionalidad. No se aceptarán, dentro del concepto de superposición, módulos horizontales. General. Cuando no se refiere a ninguna de las anteriormente descritas. Dependiendo del caso al que pertenezca la instalación, no se podrá superar el porcentaje en pérdidas por orientación e inclinación, ni por sombras, y en caso de tener pérdidas por ambos casos, nunca se superará el porcentaje en pérdidas total. La instalación proyectada pertenece al caso “General”, con lo cual no se podrá superar el 15 % en pérdidas.

5.3.1 Pérdidas por orientación e inclinación. Habiendo determinado el ángulo de azimut (α) del generador, se calcularán los límites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima recogidas en el PCT del IDAE, en el que se realiza un caso general, tomado como norma con una latitud geográfica de 41°, y a partir de éste, se pueden realizar las correcciones oportunas dependiendo de la latitud en cada caso. Para ello se utilizará la imagen 5.5 válida para una latitud, φ de 41°, de la siguiente forma: 

Conocido el azimut (α=+33°) determinamos en la imagen 5.5 los límites para la inclinación en el caso de φ = 41°. Los puntos de intersección del límite de pérdidas del 10% (borde exterior de la región 90% - 95%), máximo para el caso “General”, ya que las pérdidas máximas por este concepto son del 10%. Estos puntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de azimut nos proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima.

66


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Si no hay intersección entre ambas, las pérdidas son superiores a las permitidas y la instalación estará fuera de los límites. Si ambas curvas se intersectan, se obtienen los valores para latitud φ = 41°, y se corrigen de acuerdo con el apartado B).

B) Se corregirán los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre la latitud del lugar en cuestión y la de 41°, de acuerdo con las siguientes expresiones: 

Inclinación máxima = Inclinación (φ = 41°) – (41° - latitud)

Inclinación mínima = Inclinación (φ = 41°) – (41° - latitud), siendo 0° su valor mínimo

En casos cerca del límite, y como instrumento de verificación, se utilizará la siguiente expresión: Pérdidas (%) = 100 x [1,2 x 10-4 (β - φ + 10)2 + 3,5 x 10-5 α2]

Para 15° < β <90°

Pérdidas (%) = 100 x [1,2 x 10-4 (β - φ + 10)2]

Para β ≤ 15°

Imagen 5.5 Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación.

67


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Observando la imagen 5.5 vemos que: Inclinación máxima = 55°. Inclinación mínima = 7°. Por tanto se hace la corrección para la latitud del lugar que es de 38,5° Inclinación máxima = 55° - (41° - 38,5°) = 52,5° Inclinación mínima = 7° - (41° - 38,5°) = 4,5° Como la instalación pertenece al caso “General”, según la tabla no podemos tener pérdidas mayores del 10 % por orientación e inclinación. En el apartado de instalación/colocación de lo módulos fotovoltaicos, se comentó que habían 2 posibles formas de instalar los módulos: 

Ángulo de inclinación β = 30° Ángulo de azimut α = 33°

Ángulo de inclinación β = 30° Ángulo de azimut α = 0°

El ángulo de inclinación β escogido para nuestra instalación en la localidad de Jumilla es de 30°, la elección es buena, ya que: 4,5° ≤ 30° ≤ 52,5° Respecto el ángulo de azimut, para el caso α = 0° sería el caso óptimo y para α = 33° según la imagen 5.5, estaría dentro del porcentaje 95 - 100 %, aunque linda con el área sombreada 90 - 95 %, por lo tanto ambos casos serían validos porque están dentro de los límites establecidos, ya que sus pérdidas serían inferiores al 10 %.

5.3.2 Cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombras. En este punto se describe el método de cálculo recomendado por el IDAE para calcular las pérdidas de radiación solar que experimenta una superficie debidas a sombras circundantes. Tales pérdidas se expresan como porcentaje de la radiación solar global que incidiría sobre la mencionada superficie de no existir sombra alguna. El procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del Sol. Los pasos a seguir son los siguientes:

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Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Obtención del perfil de obstáculos que afectan a la superficie, en términos de sus coordenadas de posición azimut y elevación. Para ello puede utilizarse un teodolito.

Representación del perfil de obstáculos en el diagrama de la figura 4, en el que se muestra la banda de trayectorias del Sol a lo largo de todo el año. Dicha banda se encuentra dividida en porciones, delimitadas por las horas solares (negativas antes del mediodía solar y positivas después de éste) e identificadas por una letra y un número (A1, A2,..., D14).

Imagen 5.6 Representación del perfil de obstáculos.

Cada una de las porciones de la imagen 5.6 representa el recorrido del Sol en un cierto período de tiempo (una hora a lo largo de varios días) y tiene, por tanto, una determinada contribución a la irradiación solar global anual que incide sobre la superficie de estudio. Así, el hecho de que un obstáculo cubra una de las porciones supone una cierta pérdida de irradiación, en particular aquella que resulte interceptada por el obstáculo. Deberá escogerse como referencia para el cálculo la tabla más adecuada de entre las que se incluyen en el PCT. La comparación del perfil de obstáculos con el diagrama de trayectorias del Sol permite calcular las pérdidas por sombreado. Para ello se han de sumar las contribuciones de aquellas porciones que resulten total o parcialmente ocultas por el perfil de obstáculos

69


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

representado. En el caso de ocultación parcial se utilizará el factor de llenado (fracción oculta respecto del total de la porción) más próximo a los valores: 0,25, 0,50, 0,75 ó 1. En la instalación, se ha tenido especial cuidado con el tema de las sombras. Esta nave tiene muy buena disposición porque no tiene nada alrededor que pueda producirlas como árboles, silos, construcciones de mayor altura, etc. salvo el paramento de la fachada principal (ver plano 05) y la sombra producida entre las distintas filas de módulos, y como ambos casos se han tenido en cuenta, no es necesario aplicar este método. Es decir, la instalación no tendrá ningún tipo de pérdidas en cuanto a sombras se refiere.

5.3.3 Conclusión cálculo de pérdidas por sombreado, orientación e inclinación. Como la instalación no va a tener pérdidas por sombreado, sólo hay que tener en cuenta la orientación e inclinación de nuestro generador fotovoltaico, por eso, al pertenecer al caso “General”, el generador fotovoltaico no podría tener pérdidas mayores del 15 %, pero en este caso, al carecer de pérdidas por sombreado, las pérdidas no podrán superar el 10 % debido a la orientación e inclinación (tabla 5.5). Orientación e inclinación (OI) Sombras (S) Total (OI+S) General

10 %

10 %

15%

Tabla 5.5 Pérdidas del generador. Caso “General”.

Generador fotovoltaico (pérdidas): 

OI = pérdidas comprendidas entre [5 % - 10 %].

S = 0 % de pérdidas.

Total perdidas  OI  S  10%  0%  10% pérdidas. Esto sería para el caso más desfavorable que es con ángulo de inclinación β= 30° y un ángulo α = 33°, es decir, el generador tendría un 10% de pérdidas. Para el caso favorable, es decir, con un ángulo de inclinación β = 30° y α = 0°, no habrán ningún tipo de perdidas (0 % de pérdidas por OI+S).

70


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Por lo tanto, en ambos casos el generador cumple lo establecido en el PCT del IDAE y se podrían implementar. Como en ambos casos la capacidad de la nave en cuanto al número de módulos se refiere es muy similar, la potencia a instalar también lo será. Teniendo en cuenta esto, instalar el generador fotovoltaico con la orientación desfavorable, conlleva tener una producción en kW (ver apartado de producción 5.6) con unas pérdidas entorno al 5-10%, también hay que tener en cuenta el presupuesto final, que se encarece por la diferencia de módulos ya que los módulos fotovoltaicos son los dispositivos más caros de la instalación (ver apartado presupuesto). Por lo tanto, la instalación se realizará con el generador fotovoltaico orientado al Sur geográfico α = 0°, orientación favorable y con una inclinación de los módulos de β = 30°, es decir, el generador fotovoltaico estará compuesto como máximo por 258 módulos fotovoltaicos (ver imagen 5.4).

5.4

Estructura soporte de los módulos.

Las estructuras soporte deberán cumplir las especificaciones del apartado correspondiente del PCT del IDAE. En caso contrario deberá incluir una memoria o proyecto justificativo de los puntos objeto de incumplimiento y su aceptación deberá contar con la aprobación expresa del IDAE. La estructura soporte será calculada y ha de resistir con los módulos instalados las sobrecargas extremas debidas a factores climatológicos adversos, tales como viento, nieve, etc. El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de módulos, permitirá las necesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos, siguiendo las indicaciones del fabricante. El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación especificado para el generador fotovoltaico, teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje, y la posible necesidad de sustituciones de elementos. La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes ambientales, la tornillería será realizada en acero inoxidable, los topes de sujeción de módulos y la propia estructura no producirán sombra sobre los módulos.

71


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

La estructura utilizada en esta instalación, está íntegramente fabricada con aluminio, la tornillería será la adecuada para cada situación que se precie y todo lo que suponga fijar o atornillar a la cubierta irá con arandelas o juntas de neopreno, para garantizar la estanqueidad en el interior de la nave. La estructura en este caso está calculada para proporcionar a los módulos una inclinación de 30° (β), para ello, no todas las estructuras tienen la misma inclinación, dependiendo en que agua de la nave se encuentre tendrá si es favorable o desfavorable, tendrá una inclinación de 27° ó 33°, ya que para orientarlos al Sur, la pendiente que presenta la nave es de 3° Todo esto se puede ver en el plano 06.

5.5

Inversor.

Según el PCT del IDAE, los inversores serán del tipo adecuado para la conexión a la red eléctrica, con una potencia de entrada variable para que sean capaces de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día. Las características básicas de los inversores serán las siguientes: 

Principio de funcionamiento: fuente de corriente.

Autoconmutados.

Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador.

No funcionarán en isla o modo aislado.

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

Cortocircuitos en alterna.

Tensión de red fuera de rango.

Frecuencia de red fuera de rango.

Sobretensiones, mediante varistores o similares.

Perturbaciones presentes en la red como microcortes, pulsos, defectos de ciclos, ausencia y retorno de la red, etc.

72


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operación, e incorporará los controles automáticos imprescindibles que aseguren su adecuada supervisión y manejo, y controles de encendido y apagado general del inversor. Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes: 

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

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

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

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

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

Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP 20 para inversores en el interior de edificios y lugares inaccesibles, IP 30 para inversores en el interior de edificios y lugares accesibles, y de IP 65 para inversores instalados a la intemperie.

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

Para ver el inversor que más se ajusta a las necesidades de la instalación, y como ya se sabe que tenemos situados el mayor número de módulos posible sobre la cubierta, multiplicamos la potencia pico unitaria de cada módulo por el número total de módulos a instalar, en este caso son 258 módulos fotovoltaicos (orientación Sur y β = 30°), por lo tanto se tendrá una potencia total del generador fotovoltaico de:

PTotal = PPico módulos ∙ N° módulos =

224 Wp ∙ 258 módulos = 57.792 Wp = 57,792 kWp

Con la potencia calculada, lo que se tiene que buscar es un inversor que se ajuste lo mejor posible al rango de potencia con la que va a trabajar el generador fotovoltaico. El inversor a 73


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

emplear es el SolarMax, estos inversores son líderes del mercado ya que son los de mayor eficiencia y capacidad, tienen una duración de vida útil superior a la media y son sencillos de instalar. Dentro de la amplia gama que ofrece la propia marca, el inversor más adecuado se selecciona acorde el rango de trabajo. La gama de inversores SolarMax abarca los rangos que se pueden ver en la tabla 5.6. Inversor Marca / Modelo Potencia CC máx. (kW) SolarMax 20C

24

SolarMax 25C

33

SolarMax 30C

40

SolarMax 35C

45

SolarMax 50C

66

SolarMax 80C

105

SolarMax 100C

130

SolarMax 300C

400

Tabla 5.6 Rangos inversores SolarMax.

Sabiendo que nuestro sistema tiene una potencia máxima de 57,792 kWp, observando la tabla XX podemos ver que el inversor que más se ajusta a la potencia requerida es el inversor SolarMax 50C con una potencia máxima de 66 kWp. El inversor 35C tiene menos potencia de la requerida, cuando el generador fotovoltaico esté trabajando en condiciones normales, la potencia sería superior a la permitida y el inversor entraría en corte, es decir, dejaría de trabajar para que no se rompiera, incluso podría llegar quemarse por sobrecalentamiento debido al exceso de potencia entregada. Por otro lado, al inversor 80C le faltaría potencia para poder trabajar en condiciones normales, el factor de sobredimensioamiento no sería adecuado y el inversor no estaría aprovechando los rangos de trabajo óptimos que tiene, con el sobrecoste de utilizar un inversor de potencia superior.

74


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

5.5.1 Características del Inversor. Datos generales Tamaño (ancho x prof. x alto)

1200 x 800 x 1300 mm

Peso

735 kg

Temperatura ambiente

-20 °C a 40 °C

Humedad

0% a 98% - Sin condensación

Tipo de protección

IP 20

Consumo nocturno

2-7W

Según la CE

EN 61000-6-2, EN 61000-6-4, EN 50178

Tabla 5.7 Datos generales del Inversor.

Datos de entrada (corriente continua) Potencia CC máxima

66 kW

Rango de tensiones MPP 430 - 800 Vcc Máx. Tensión entrada

900 V

Corriente de entrada

0-120 A

Tabla 5.8 Datos de entrada del Inversor (CC).

Datos de salida (corriente alterna) Potencia nominal

50 KW

Potencia máxima

55 KW

Tensión

3 * 400 V +10% / -15% Vac

Corriente de salida

0 - 77 A

Factor de vibración

< 3%

Frecuencia

50 ± 1 Hz

Factor de potencia

> 0,98

Tabla 5.9 Datos de salida del Inversor (CA).

5.5.2 Configuración del inversor. Para formar el generador fotovoltaico, los módulos se asocian en serie o en paralelo. La asociación en serie de módulos se denomina ramal o cadena. Para ver el número de módulos que se pueden conectar en serie, las ramas no pueden superar los valores máximos permitidos de tensión máxima en condiciones de trabajo y de tensión en circuito abierto que soporta el inversor. 75


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Para ver el número de ramas iguales en paralelo que se pueden conectar, no se puede superar la intensidad máxima en condiciones de trabajo ni en cortocircuito que soporta el inversor. El inversor elegido tiene un rango de tensión de entrada en el punto de máxima potencia (MPP) comprendido entre 430-800 Vcc. La tensión MPP es la tensión máxima que puede entrar en el inversor, esta tensión proviene del generador fotovoltaico y es el producto de la tensión MMP (Umpp) del módulo por el número de módulos que se tiene. Un buen rango de trabajo (para el inversor) sería un rango intermedio de tensión MPP, para compensar los distintos tipos de subida y bajada de tensión/corriente que se producen con los cambios de temperatura debido a las condiciones meteorológicas, cambios de estación, movimientos del Sol, etc. Como el rango de tensión MPP del inversor es 430-800 Vcc, se calculará la cantidad de módulos que se pueden conectar en serie, recordemos que cuando los módulos están conectados en serie, los voltajes se suman:

Vccmin  Vccmáx  430  800  1230V 

1230  615Vcc 2

Como el módulo tiene una tensión en el punto de máxima potencia de:

U mpp  29,8Vcc 

615Vcc  20, 6375 29,8Vcc

Por lo tanto se podrán conectar del orden de 20 módulos (parte entera del resultado anterior) en serie, este valor es orientativo, podrá ser superior o inferior pero rondará el valor 20 módulos conectados en serie para formar las ramas. Por otro lado, la corriente máxima de entrada al inversor es de 0 - 120 Acc, como módulo tiene una corriente en el punto de máxima potencia de:

I mpp  7,52 Acc 

120 Acc  15,95 7,52 Acc

Por lo tanto se podrán conectar del orden de 15 ramas en paralelo (parte entera del resultado anterior), este valor no se podrá superar debido a que en el inversor no puede

76


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

entrar más de 120 Acc, recordemos que las ramas de módulos conectadas en paralelo las intensidades se suman. Teniendo en cuenta esto y que previamente se ha calculado la capacidad máxima de la nave, con el número de módulos en serie y el número de ramas se procede a configurar el inversor mediante la tabla 5.10. Se comprobará la viabilidad de los resultados ya que éstos no podrán ser superiores a 258 módulos debido a que es la capacidad máxima que presenta nave industrial. Mod. en Serie Ramas/Cadenas Total Mod. FV. Viabilidad 19

14

266

NO

19

13

247

SI

20

13

260

NO

20

12

240

SI

21

12

252

SI

21

11

231

SI

22

12

264

NO

22

11

242

SI

Tabla 5.10 Configuración del Inversor serie/ramas de módulos.

Observando la tabla 5.10, se ve que hay varias opciones para configurar el generador fotovoltaico. Con el fin de aprovechar al máximo la capacidad de la nave, la configuración óptima sería la de 12 ramas de 21 módulos fotovoltaico, que en total son 252 módulos, de esta forma, lo único que habría que hacer es quitar de nuestro diseño inicial 6 módulos. Ahora se procede a comprobar que la configuración seleccionada es correcta, en caso contrario, se tendrá que volver a la tabla 5.10 y buscar una configuración alternativa. 

Número de módulos: El número de módulos a conectar a cada inversor se determina por la potencia máxima admisible del inversor. Según fabricante, la potencia máxima admisible del inversor SolarMax 50C es de 66 kW, y el propio fabricante recomienda un factor de sobredimensionamiento comprendido entre el 10 15 % para instalaciones con buena orientación y de hasta un 30 % para instalaciones con orientación desfavorable.

77


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Ppico  252módulos  224Wp  56.448kWp El factor de sobredimensionamiento (FS) del campo fotovoltaico indica la relación existente entre la potencia pico total instalada en módulos (Potencia en Continua) y la potencia nominal del inversor (Potencia en Alterna).

FS 

Ppico Pno min al

56, 448KWp  1,12896  1,13 50, 00 KWn

Se tendrá un factor de sobredimensionamiento de 1,13 para el inversor SolarMax 50C, es decir, de un 13 %, por lo que sobredimensionamiento es el adecuado según el fabricante. 

Potencia CC:

PTotal Inversor 50C  252módulos  224Wp  56, 448kWp La Potencia CC instalada en el campo fotovoltaico es inferior a la potencia CC máxima admisible del inversor (56,448 kW < 66 kW). 

Tensión en el punto de máxima potencia (Umpp):

U mpp  21mod.serie  29,8V  625,8V La tensión en el punto de máxima potencia se encuentra dentro del rango de tensiones MPP del inversor (430 V < 625,8 V < 800 V). 

Tensión en circuito abierto (Uoc):

U oc  21mod.serie  36,9V  774,9V La tensión máxima de circuito abierto es inferior a la máxima tensión de entrada del inversor (774,9 V < 900 V). 

Corriente en el punto de máxima potencia (Impp) y corriente de cortocircuito (Isc):

I mmp  12ramas  7,52 A  90, 24 A

I sc  12ramas  8,04 A  96, 48 A Ambas intensidades son inferiores a la máxima intensidad de entrada del inversor (90,24 y 96,48 A < 120 A).

78


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Por lo tanto, la configuración elegida de 12 ramas de módulos, de 21 módulos en serie cada una es correcta y el inversor está configurado de forma óptima.

5.6

Cálculo de la producción anual de energía generada.

Según el PCT del IDAE, se incluirán las producciones mensuales máximas teóricas en función de la irradiancia, la potencia instalada y el rendimiento de la instalación. Los datos de entrada que deberá aportar son los siguientes: 

Gdm(0). Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre superficie horizontal en kWh/(m2·día), obtenido a partir de bases de datos como el Instituto Nacional de Meteorología, Organismo autonómico oficial o similares.

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

Rendimiento energético de la instalación o performance ratio (PR), que es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, teniendo en cuenta: –

La dependencia de la eficiencia con la temperatura.

La eficiencia del cableado.

Las pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad.

Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia.

La eficiencia energética del inversor.

Otros.

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

Ep 

Gdm ( ,  )  Pmp  PR GCEM

 kWh / dia

Donde: 

Pmp = Potencia pico del generador.

GCEM = 1 kW/m2.

Los datos se presentarán en una tabla con los valores medios mensuales y el promedio anual (según se indica en el PCT).

79


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

En la tabla 5.11 se recogen todos los datos anteriormente citados para la instalación: 

Emplazamiento: Jumilla.

Latitud: 38° 30´.

Azimut de la instalación (α): 180° N.

Inclinación instalación (β):30°.

Potencia módulos: 224Wp.

Número de módulos: 252.

Potencia instalada (kWp): 56,45 kWp. Radiación en kWh/m2

Producción en kWh/kWp

Prod Global

Mes

Días

Gdm(30º,180º)/día

Gdm(30º,180º)/mes

PRG

Ep/día

Ep/mes

kWh

Ene

31

4,050

125,55

0,780

3,16

98,0

5.529,1

Feb

28

5,564

155,79

0,776

4,32

120,9

6.823,4

Mar

31

6,203

192,29

0,767

4,76

147,6

8.330,5

Abr

30

6,335

190,05

0,763

4,84

145,1

8.188,3

May

31

6,444

199,76

0,755

4,86

150,7

8.508,9

Jun

30

7,051

211,53

0,742

5,23

157,0

8.864,5

Jul

31

7,314

226,73

0,738

5,40

167,4

9.449,2

Ago

31

7,055

218,71

0,730

5,15

159,7

9.012,1

Sep

30

5,998

179,94

0,742

4,45

133,6

7.540,7

Oct

31

5,512

170,87

0,755

4,16

129,0

7.281,1

Nov

30

4,429

132,87

0,776

3,44

103,1

5.819,4

Dic

31

3,912

121,27

0,780

3,05

94,6

5.340,5

0,759

4,42 1.606,6

90.687,7

Promedio Total

5,823 365

2125,4 Tabla 5.11 Cálculo de la producción anual generada.

Por tanto la energía total anual inyectada a red será de 90.687,7 kWh. La instalación en cuestión se encuentra inscrita dentro del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. En dicho Real Decreto, se describen numerosos casos por el cual se puede producir energía, y dependiendo de la forma de crearla, se pertenecerá a una categoría u otra. En este caso en concreto, la instalación pertenece a: 

Categoría “b”: Instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles.

80


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

Grupo “b.1.”: Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar.

Subgrupo “b.1.1.”: Instalaciones que únicamente utilicen la radiación solar como energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica.

Las tarifas y primas para instalaciones de la categoría “b”, se pueden ver en la tabla 5.12. Grupo Subgrupo

Potencia P ≤ 100 kW

b.1

b.1.1

100 kW < P ≤10 MW

10 MW < P ≤ 50 MW

Plazo

Tarifa regulada c€/kWh

Primeros 25 años

44,0381

A partir de entonces

35,2305

Primeros 25 años

41,7500

A partir de entonces

33,4000

Primeros 25 años

22,9764

A partir de entonces

18,3811

Tabla 5.12 Tarifas y primas para instalaciones de la categoría “b”.

Estas tarifas son las correspondientes a partir de la entrada en vigor de dicho Real Decreto, es decir, a partir del año 2007, y cada año la prima variará a razón de: Prima = Tarifa·(IPC – 0,25 %) Teniendo en cuenta esto, la tarifa para el año 2008 será de 45,530 c€/kWh, por lo tanto la prima a percibir será de: Prima a percibir: Pot.generada ∙ Prima2008 = 90.687,7 kWh ∙ 0,45530 €/kWh = 41.290,11 €

5.7

Punto de conexión o entronque.

Una vez que se conoce la cantidad de energía que se quiere volcar a la red de distribución, es imprescindible solicitar a la compañía distribuidora el deseo de volcar dicha energía, con el fin de que nos indiquen el lugar donde se pueda realizar dicha conexión o entronque, y ver las condiciones que la propia compañía impone. Según el RD 661/2007, las compañías distribuidoras están obligadas a realizar la compra de la energía y a facilitar un punto de conexión. Para realizar el entronque, se solicitó a Iberdrola Distribución Eléctrica S.A.U. la intención de realizar una instalación de energía solar fotovoltaica con una capacidad 50 kWn. La contestación fue la siguiente:

81


Generalidades y dimensionado del generador fotovoltaico

“En contestación a su escrito de solicitud de conexión de una instalación fotovoltaica a ubicar en carretera nacional 344, km 73,2 en Jumilla (Murcia), a la red de distribución de Iberdrola, y a tenor de lo estipulado en el RD 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de energía eléctrica en régimen especial, les confirmamos el punto de conexión definitivo con reserva de potencia, comunicándoles a continuación las condiciones para realizarla”: 

Punto de conexión y medida: En la línea de baja tensión del centro de transformación ITV-Jumilla, línea nº 3.

Tensión nominal máxima y mínima e la red: 400 ± 7% V.

Intensidad de cortocircuito: 6 KVA.

Potencia nominal máxima disponible: 50,00 kW.

Estas condiciones tienen validez de un año a partir de la fecha de contestación, plazo en el que se debe notificar la disponibilidad para la firma del contrato de compra-venta de energía.

82


Proyecto eléctrico baja tensión

6.

PROYECTO ELÉCTRICO BAJA TENSIÓN.

En el proyecto eléctrico de baja tensión se fijan las condiciones técnicas mínimas que debe cumplir la instalación de energía solar fotovoltaica conectada a red. Pretende servir de guía para los instaladores, definiendo las especificaciones mínimas que debe cumplir una instalación para asegurar su calidad, en beneficio del usuario y del propio desarrollo de esta. El ámbito de aplicación se extiende a todos los sistemas mecánicos, eléctricos y electrónicos que forman parte de las instalaciones. En determinados supuestos, para los proyectos se podrán adoptar, por la propia naturaleza de los mismos o del desarrollo tecnológico, soluciones diferentes a las exigidas en el PCT, siempre que quede suficientemente justificada su necesidad y que no impliquen una disminución de las exigencias mínimas de calidad especificadas en el mismo.

6.1

Generalidades.

Como principio general se ha de asegurar, como mínimo, un grado de aislamiento eléctrico de tipo básico clase I en lo que afecta tanto a equipos (módulos e inversores), como a materiales (conductores, cajas y armarios de conexión), exceptuando el cableado de continua, que será de doble aislamiento. La instalación incorporará todos los elementos y características necesarios para garantizar en todo momento la calidad del suministro eléctrico. El funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas no deberá provocar en la red averías, disminuciones de las condiciones de seguridad ni alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que resulte aplicable. Asimismo, el funcionamiento de estas instalaciones no podrá dar origen a condiciones peligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento y explotación de la red de distribución. Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentes ambientales, en particular contra el efecto de la radiación solar y la humedad. Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad y protecciones propias de las personas y de la instalación fotovoltaica, asegurando la protección frente a contactos directos e indirectos, cortocircuitos, sobrecargas, así como otros elementos y protecciones que resulten de la aplicación de la legislación vigente. 83


Proyecto eléctrico baja tensión

6.2

Descripción de la instalación de Baja Tensión.

Como se puede observar en la imagen 6.1, la instalación de baja tensión se puede dividir en 2 partes bien diferenciadas, la parte de continua y la parte de alterna, todo esto se puede ver en el plano 04, correspondiente al esquema unifilar. La parte de continua abarca desde los módulos fotovoltaicos hasta la entrada del inversor. Como hay 12 ramas de módulos, se opta por dividir la instalación en 2 partes con el fin de poderlas seccionar de forma individual en caso de avería o mantenimiento (2 cajas de conexiones, 6 ramas a cada una de ellas). La parte de continua incluye los siguientes elementos: 

Módulos fotovoltaicos.

Cajas de Conexiones (CC1 y CC2).

Caja de Seccionamiento (CS).

Inversor (entrada).

Cableado: –

Serie Módulos (SM).

Rama Módulos (RM).

Línea Continua caja conexión 1 (LC1).

Línea Continua caja conexión 2 (LC2).

Línea de Continua a Inversor (LCI).

La parte de alterna va desde la salida del inversor hasta el punto de conexión e incluye los siguientes elementos:

84

Inversor (salida).

Caja Protección Alterna (CPA).

Caja General de Protección (CGP).

Cableado: –

Línea Corriente Alterna (LCA).

Derivación Individual (DI).

Acometida (A).


Proyecto eléctrico baja tensión

Imagen 6.1 Instalación eléctrica de Baja Tensión (BT).

6.3

Criterios de cálculo para la elección de los cables conductores.

La determinación reglamentaria de la sección de un cable consiste en calcular la sección mínima normalizada que satisface simultáneamente las 3 condiciones siguientes: Criterio de la Caída de Tensión (CdT). La circulación de corriente a través de los conductores, ocasiona una pérdida de potencia transportada por el cable, y una caída de tensión o diferencia entre las tensiones en el origen y extremo de la canalización. Esta caída debe ser inferior a los límites marcados por el Reglamento en cada parte de la instalación, con el objeto de garantizar el funcionamiento de los receptores alimentados por el cable. Para calcular la caída de tensión en nuestro sistema, emplearemos las siguientes fórmulas, teniendo en cuenta que el término reactancia es despreciable, debido al elevado valor de R frente X (ya que X = 0,1 Ω/km), sin asumir prácticamente ningún error. 

CdT en monofásico → U  2  R  I n  cos 

CdT en trifásico

→ U  3  R  I n  cos 

85


Proyecto eléctrico baja tensión

Donde: 

∆U = Caída de Tensión en voltios (V).

In = Intensidad nominal del circuito en amperios (A).

Cosφ = Factor de Potencia (f.d.p. es la relación entre la potencia activa P, y la potencia aparente S, o el coseno del ángulo que forman los fasores de la intensidad y el voltaje, designándose en este caso como cosφ. El número que se obtiene como resultado de la operación matemática es un decimal menor que “1”. Dicho número representará el factor de potencia correspondiente al defasaje en grados existente entre la intensidad de la corriente eléctrica y la tensión o voltaje en el circuito de corriente alterna como se aprecia en la imagenXXX. En los circuitos de corriente continua el f.d.p. = 1, ya que carecen de parte imaginaria (cos 0° = 1).

Imagen 6.2 Factor de Potencia. 

R = Resistencia del cable en ohmios (Ω). Donde:

R 

L S

L = Longitud del cable en metros (m).

S = Sección del cable (mm2).

ρ = Resistividad del conductor. La resistividad tomará los siguientes valores dependiendo del material a utilizar y la temperatura (correspondiente al subíndice), de acuerdo con la tabla 6.1. Material

ρ20 (Ω∙mm2/m) ρ70 (Ω∙mm2/m) ρ90 (Ω∙mm2/m)

Cobre

0,018

0,021

0,023

Aluminio

0,029

0,033

0,038

Tabla 6.1 Valores de la resistividad y coeficientes de temperatura dependiendo de los conductores.

86


Proyecto eléctrico baja tensión

Criterio de la Intensidad máxima Admisible o de calentamiento. La temperatura del conductor del cable, trabajando a plena carga y en régimen permanente, no deberá superar en ningún momento la temperatura máxima admisible asignada de los materiales que se utilizan para el aislamiento del cable. Para el cálculo de la intensidad máxima admisible, emplearemos las siguientes fórmulas:

Intensidad nominal en servicio monofásico → I n 

Intensidad nominal en servicio trifásico → I n 

P U f  cos 

P 3 U1  cos 

Donde: 

In = Intensidad nominal del circuito en amperios (A).

P = Potencia en vatios (W).

Uf = Tensión simple en voltios (V). Tensión monofásica (una fase).

U1 = Tensión compuesta en voltios (V). Tensión trifásica (tres fases).

Cosφ = Factor de Potencia.

Para verificar que la sección del cable elegida cumple el criterio de intensidad máxima admisible, en la tabla 6.2, según la instalación que se va a realizar (A1, A2, B1, B2, C...) y dependiendo del número de conductores y la sección que se tenga, habrá que cumplir una intensidad u otra. En caso contrario, se deberá seleccionar un conductor de mayor sección.

87


Proyecto eléctrico baja tensión

Tipo de aislamiento:  XLPE - Polietileno reticulado - Temperatura máxima en el conductor 90°C.  EPR - Etileno propileno - Temperatura máxima en el conductor 90°C.  PVC - Policloruro de vinilo - Temperatura máxima en el conductor 70°C.

Tabla 6.2 Intensidad máxima admisible para conductores de cobre en instalación al aire libre.

Criterio de la Intensidad de Cortocircuito. La temperatura que puede alcanzar el conductor del cable, como consecuencia de un cortocircuito o sobreintensidad de corta duración, no debe sobrepasar la temperatura máxima admisible de corta duración (para menos de 5 segundos) asignada a los materiales utilizados para el asilamiento del cable. Este criterio, aunque es determinante en instalaciones de alta y media tensión, no lo es en instalaciones de baja tensión (instalaciones de hasta 1000 V) ya que por una parte, las protecciones de sobreintensidad limitan la duración del cortocircuito a tiempos muy breves (por tanto 88


Proyecto eléctrico baja tensión

despreciables), y además, las propias impedancias de los cables hasta el punto de cortocircuito limitan esta intensidad.

6.3.1 Parte de continua.

Imagen 6.3 Instalación parte continua.

Tensión nominal y caída de tensión máxima admisible. La caída de tensión en la parte de continua (imagen 6.3) debe ser inferior al 1,5%, según el PCT del IDAE. La tensión de continua con la que trabajará nuestra instalación, la obtenemos del número de módulos conectados en serie (ver configuración del inversor). Como tenemos 21 módulos en serie por rama y la tensión en el punto de máxima potencia es de 29,8 Vcc, la tensión de trabajo de nuestro sistema será:

V  N º mod Vcc  21 29,8  625,8V Líneas serie módulos (SM). Las líneas denominadas SM, son los conductores encargados de seriar los módulos, es decir, de puentear entre sí los 21 módulos que forman cada rama. Estos cables los incorpora el propio módulo, por lo que no habrá que calcular su sección, pero si que hay que tenerlos en cuenta para que las pérdidas no superen lo establecido en el PCT. Cada módulo incorpora 2 cables (positivo y negativo), los cables son de sección 4 mm 2 y tienen una longitud de 1 m cada uno, con conectores rápidos anti-error en los extremos para facilitar el seriado.

89


Proyecto eléctrico baja tensión

Para formar las ramas, a veces se tiene que pasar a una fila posterior, de tal forma que los cables del propio módulo no llegarían. Para realizar estas uniones, utilizamos cable de sección 6 mm2 (utilizamos una sección superior para que las pérdidas y CdT sean inferiores) y se sellan con termoretractil para garantizar la unión. Como se puede observar en el plano 07, la distancia máxima que se tiene en las líneas SM es de 62 m. Esta distancia es el resultado de la suma de todos los cables que forman la rama, 21 módulos por 2 m de cable cada uno, más la distancia entre las filas. Por lo tanto, para ver la caída de tensión se aplican las fórmulas anteriormente descritas:

U  2  R  I n  cos  R 

L S

Sustituyendo R en la fórmula se obtiene la siguiente ecuación:

L U  2     I  cos  S Donde: 

Cosφ es igual a 1 para la parte de continua.

En este caso no multiplicaremos por 2, ya que hemos tenido en cuenta la ida y el retorno, es decir el positivo y negativo en la longitud de 62 m.

ρ = 0,018 (resistividad del cobre a 20 °C).

Isc = 8,04 A, corriente de cortocircuito del módulo (este es el peor de los casos).

U  0, 018 

62  8, 04  2, 24V 4

Como la tensión de trabajo es de 625,8 V, se tendrán unas pérdidas de:

Pérdidas  100 

2, 24V  0,36 625,8V

Como este es el peor de los casos, ya que se ha estudiado la caída de tensión en la línea de máxima longitud de las 12 ramas de 21 módulos que disponemos, al obtener unas pérdidas de 0,36%, estamos demostrando que en las líneas SM cumplen el criterio de la

90


Proyecto eléctrico baja tensión

caída de tensión, CdT < 1,5%. El resto de valores para las distintas ramas se recogen en las tablas 6.3 y 6.4. La corriente del módulo en el punto de máxima potencia es Impp = 7,52 A. y nosotros hemos calculado el CdT con la intensidad de cortocircuito Isc = 8,04 A, por lo que las pérdidas están mayoradas. En cualquiera de los casos y observando la tabla 6.2 de intensidades máximas admisibles, se elige el caso B1 (ya que se va a realizar la instalación con tubos protectores, para proteger el cableado de la inclemencias del tiempo) y sabiendo que se tienen 2 conductores (positivo y negativo) se demuestra que este criterio también lo cumplimos ya que para una sección de 4 mm2 la intensidad máxima admisible es de 36 A, y para una sección de 6 mm2 la intensidad máxima admisible es de 46 A. Líneas rama módulos (RM). Las líneas denominadas RM, son los conductores encargados de conducir la electricidad de las distintas series de módulos hasta las cajas de conexiones. Como se puede observar en el plano 07, la distancia máxima que hay de las 12 líneas RM es de 56 m. Por lo tanto, en este tramo y utilizando una sección de 6 mm2, la caída de tensión será de:

U  0, 018 

56  8, 04  1,35V 6

la tensión de trabajo es de 625,8 V, se tendrán unas pérdidas de:

Pérdidas  100 

1,35  0, 22 625,8

Como este es el peor de los casos, ya que se ha estudiado la caída de tensión en la línea de máxima longitud y al obtener unas pérdidas de 0,22%, se demuestra que las líneas RM cumplen el criterio de la caída de tensión, CdT < 1,5%. El resto de valores para las distintas ramas se recogen en las tablas 6.3 y 6.4. En este tramo la corriente utilizada sigue siendo Isc = 8,04 A, por lo que las pérdidas están mayoradas como en las líneas SM. Observando la tabla 6.2 (caso B1 y 2 conductores), para una sección de 6 mm2 tenemos una intensidad máxima de 46 A, por lo que también se cumple el criterio de intensidad máxima admisible.

91


Proyecto eléctrico baja tensión

Líneas de continua hasta caja de conexión (LC1 y LC2). Las líneas denominadas LC1 y LC2, son los conductores que unen las cajas de conexiones situadas en la cubierta de la nave, hasta la caja de seccionamiento de continua situada en el interior de la nave. Como se puede observar en el plano 07, la distancia para las líneas LC1 y LC2 es de 26 y 53 m. respectivamente. Como LC2 tiene mayor distancia, se estudia este caso, ya que si LC2 cumple lo establecido en el PCT, la línea LC1 también lo cumplirá. Por lo tanto en este tramo la caída de tensión será de: LC2: 

L = 53 m.

S = 50 mm2.

I sc  8,04  6  48, 24 A A. Es el producto de las 6 ramas de la caja de conexión 2.

Cosφ es igual a 1 para la parte de continua.

L U  2     I  cos  S Sustituyendo los valores anteriores se obtiene:

U  2  0, 018 

53  48, 24  1,84V 50

Como la tensión de trabajo es de 625,8 V, se tendrán unas pérdidas de:

Pérdidas  100 

1,84  0, 29 625,8

En este tramo la corriente utilizada es Isc = 48,24 A, por lo que las pérdidas están mayoradas como en las líneas anteriores. Observando la tabla 6.2 (caso B1 y 2 conductores) para una sección de 50 mm2 tenemos una intensidad máxima de 167 A, por lo que también se cumple el criterio de intensidad máxima admisible.

92


Proyecto eléctrico baja tensión

Línea de continua al inversor (LCI). La línea denominada LCI, es el conductor que une la Caja de Seccionamiento (CS) con la entrada del Inversor, la CS se encuentra en el mismo espacio reservado para el inversor (cuarto inversor, plano 08) en el interior de la nave, el cable para unir la CS con el inversor apenas mide 4 m. La caída de tensión en este punto será de:

U  2  0, 018 

4  96, 48  0, 28V 50

Como la tensión de trabajo es de 625,8 V, se tendrán unas pérdidas de:

Pérdidas  100 

0, 28  0, 04 625,8

En este tramo la corriente Isc es la suma de las corrientes que circula por las líneas LC1 y LC2, es decir Isc = 48,24 + 48,24 = 96,48 A. Observando la tabla 6.2 (caso B1 y 2 conductores) para una sección de 50 mm2 la intensidad máxima de 167 A, por lo que también se cumple el criterio de intensidad máxima admisible. Las siguientes tablas 6.3 y 6.4 son un cuadro resumen con las distintas líneas de la parte de continua SM, RM, LC1 y LC2 donde se puede apreciar las distintas secciones y longitudes que se han tenido en cuenta para comprobar la CdT de la parte de continua. .

93


Proyecto eléctrico baja tensión

CAJA DE CONEXIONES 1 RAMACOD.

1

2

3

4

5

6

CONDUCTOR

SECCIÓN Long. (m) Potencia (W) Tensión Umpp (V) Isc (A) I nominal (A) c.d.t. (V) c.d.t. (%) c.d.t. acumul. (%)

SM1

1x Cu: 0,6/1kV S1ZZ-F

4

50

4704

625,8

8,04

7,52

1,81

0,29

0,29

RM1

1 x Cu: 0,6/1kV RZ1-K

6

43

4704

625,8

8,04

7,52

1,04

0,17

0,45

SM2

1x Cu: 0,6/1kV S1ZZ-F

4

46

4704

625,8

8,04

7,52

1,66

0,27

0,27

RM2

1 x Cu: 0,6/1kV RZ1-K

6

29

4704

625,8

8,04

7,52

0,70

0,11

0,38

SM3

1x Cu: 0,6/1kV S1ZZ-F

4

46

4704

625,8

8,04

7,52

1,66

0,27

0,27

RM3

1 x Cu: 0,6/1kV RZ1-K

6

34

4704

625,8

8,04

7,52

0,82

0,13

0,40

SM4

1x Cu: 0,6/1kV S1ZZ-F

4

61

4704

625,8

8,04

7,52

2,21

0,35

0,35

RM4

1 x Cu: 0,6/1kV RZ1-K

6

56

4704

625,8

8,04

7,52

1,35

0,22

0,57

SM5

1x Cu: 0,6/1kV S1ZZ-F

4

57

4704

625,8

8,04

7,52

2,06

0,33

0,33

RM5

1 x Cu: 0,6/1kV RZ1-K

6

42

4704

625,8

8,04

7,52

1,01

0,16

0,49

SM6

1x Cu: 0,6/1kV S1ZZ-F

4

45

4704

625,8

8,04

7,52

1,63

0,26

0,26

RM6

1 x Cu: 0,6/1kV RZ1-K

6

45

4704

625,8

8,04

7,52

1,09

0,17

0,43

48,24

45,12

0,90

0,14

0,71

LÍNEA CORRIENTE CONTINUA LC1 ----

LC1 2 x Cu: 0,6/1kV RZ1-K + T.T.

50

26

28224

625,8

Tabla 6.3 Cuadro resumen de líneas SM, RM y LC1.

94


Proyecto eléctrico baja tensión

CAJA DE CONEXIONES 2 RAMA COD. 7

8

9

10

11

12

CONDUCTOR

SECCIÓN Long. (m) Potencia (W) Tensión Umpp (V) Isc (A) I nominal (A) c.d.t. (V) c.d.t. (%) c.d.t. acumul. (%)

SM7

1x Cu: 0,6/1kV S1ZZ-F

4

62

4704

625,8

8,04

7,52

2,24

0,36

0,36

RM7

1 x Cu: 0,6/1kV RZ1-K

6

55

4704

625,8

8,04

7,52

1,33

0,21

0,57

SM8

1x Cu: 0,6/1kV S1ZZ-F

4

45

4704

625,8

8,04

7,52

1,63

0,26

0,26

RM8

1 x Cu: 0,6/1kV RZ1-K

6

27

4704

625,8

8,04

7,52

0,65

0,10

0,36

SM9

1x Cu: 0,6/1kV S1ZZ-F

4

46

4704

625,8

8,04

7,52

1,66

0,27

0,27

RM9

1 x Cu: 0,6/1kV RZ1-K

6

21

4704

625,8

8,04

7,52

0,51

0,08

0,35

SM10

1x Cu: 0,6/1kV S1ZZ-F

4

58

4704

625,8

8,04

7,52

2,10

0,34

0,34

RM10

1 x Cu: 0,6/1kV RZ1-K

6

35

4704

625,8

8,04

7,52

0,84

0,13

0,47

SM11

1x Cu: 0,6/1kV S1ZZ-F

4

48

4704

625,8

8,04

7,52

1,74

0,28

0,28

RM11

1 x Cu: 0,6/1kV RZ1-K

6

28

4704

625,8

8,04

7,52

0,68

0,11

0,39

SM12

1x Cu: 0,6/1kV S1ZZ-F

4

52

4704

625,8

8,04

7,52

1,88

0,30

0,30

RM12

1 x Cu: 0,6/1kV RZ1-K

6

18

4704

625,8

8,04

7,52

0,43

0,07

0,37

48,24

45,12

1,84

0,29

0,86

LÍNEA CORRIENTE CONTINUA LC2 ----

LC2 2 x Cu: 0,6/1kV RZ1-K + T.T.

50

53

28224

625,8

Tabla 6.4 Cuadro resumen de líneas SM, RM y LC2.

95


Proyecto eléctrico baja tensión

Protecciones parte continua. Al dividir la instalación en 2 partes (2 cajas de conexiones), de esta forma también se ahorran metros de cable, ya que las cajas se pueden ubicar en sitios estratégicos para ello, con lo que las pérdidas por la caída de tensión, serán menores que unificando todas las ramas en una sola caja de conexión. Los elementos de protección se encuentran en el interior de las cajas de protección y dependiendo del tramo en que se encuentre tendrán una función u otra. Caja de conexión 1 y 2 (CC1 y CC2). Las cajas de conexión se encargan de recoger las líneas que vienen de las series del generador llamadas RM. En la instalación se emplearán 2 cajas de conexión. A cada una de ellas se conectarán 6 ramas de módulos: 

Caja de Conexiones 1 (CC1): 6 ramas de 21 módulos.

Caja de Conexiones 2 (CC2): 6 ramas de 21 módulos.

Las cajas de conexiones empleadas son específicas para fotovoltaica, y son de la marca MaxConnect plus (SolarMax), tipo 900-120-15 y tienen las especificaciones técnicas que aparecen en la tabla 6.5. Especificaciones técnicas Máx. tensión entrada

900 Vcc

Máx. corriente de rango

10 Acc

Máx. corrientes total

120 Acc

Protección contra sobretensiones

900 Vcc

Bornes entrada

6 mm2

Borne puesta tierra

35 mm2

Bornes salida

50 mm2

Desconector de potencia

Omnipolar

Protección

IP66

Temperatura ambiente

-20° a 60°C

Dimensiones (alto x ancho x fondo) 600 x 600 x 250 mm Peso

23 kg

Tabla 6.5 Especificaciones técnicas de las cajas de conexiones MaxConnect plus.

96


Proyecto eléctrico baja tensión

Las cajas tendrán una protección IP66, lo que permitirá su instalación a la intemperie, al estar protegida contra los agentes atmosféricos y la entrada de agua. Sin embargo, se procurará evitar la exposición directa al Sol. En lo relativo a la protección contra los choques eléctricos, la caja de conexiones empleada será de CLASE II. Llevará señalizaciones de alerta del peligro eléctrico tanto en el exterior de la misma como en el interior. La envolvente dispondrá de toma de puesta a tierra. Sólo se podrá abrir la caja mediante llave específica. Dispondrá de orificios adecuados para su correcta instalación así como de pasa cables que evitarán la entrada de agua desde la parte inferior. Los fusibles servirán para proteger las líneas SM y RM, y deberán cumplir la siguiente condición:

Iuso  I n  I z Donde: 

Iuso = Intensidad de uso prevista en la línea.

In = Intensidad nominal del dispositivo de protección.

Iz = Intensidad máxima admisible del conductor.

Sustituyendo valores tenemos que 8,04 ≤ In ≤ 46, como hay que escoger fusibles que tengan una In comprendida entre ambos valores, los fusibles más adecuados para este caso son los que tienen una In = 10 A. Dentro de los distintos rangos que existen en el mercado, cuanto más próximo sea el valor de In respecto Iuso, mejor función desempeñará este dispositivo. Los fusibles a emplear tienen las siguientes características: 

In = 10 A.

Un (tensión nominal de funcionamiento) = 900 Vdc.

Icu (poder de corte) = 100 kA.

Tipo gR (protección de sobrecargas y cortocircuito).

97


Proyecto eléctrico baja tensión

Las cajas de conexión se instalarán en el exterior, sobre la cubierta y en la parte posterior de la estructura con el fin de evitar la exposición directa del Sol. La ubicación de las mismas se puede ver en el Plano 07. Caja de seccionamiento (CS). La caja de seccionamiento de continua se ubicará en la zona habilitada para el inversor (cuarto inversor), y servirá para aislar el generador fotovoltaico del inversor. De este modo, se podrá aislar el generador fotovoltaico del inversor sin necesidad de tener que subir a la cubierta y sin manipular las cajas de conexión, a la vez que se aumenta la seguridad de la instalación. La situación del mismo se refleja en el plano 08. La CS estará compuesta por un seccionador de la marca Socomec modelo Sirco DC 250A. Las características técnicas son las que aparecen en la tabla 6.6. Socomec Sirco DC 250A N° de Polos

4

Tensión asignada

800 Vdc

Sección del cable

Hasta 150 mm2

Intensidad máxima

125 A

Tabla 6.6 Especificaciones técnicas del seccionador.

6.3.2 Parte de alterna.

Imagen 6.4 Instalación parte alterna.

La caída de tensión en la parte de corriente alterna (imagen 6.4) debe ser inferior al 2% según el REBT.

98


Proyecto eléctrico baja tensión

Línea de corriente alterna (LCA). La línea denominada LCA, es la línea que conecta la salida del inversor con la Caja de Protección de Alterna (CPA), se encuentra en el mismo espacio reservado para el inversor en el interior de la nave (cuarto inversor), y su longitud es de 4 m. Para ver la caída de tensión se aplican las siguientes ecuaciones:

U  3  R  I n  cos  R 

L S

Sustituyendo R en la fórmula se obtiene la siguiente ecuación:

L U  3     I  cos  S Donde: 

L = 4 m.

S = 50 mm2.

Cosφ = 0,98 (f.d.p. salida del inversor, dato del propio inversor).

ρ = 0,018 (resistividad del cobre a 20°C).

In = 77 A (corriente salida inversor).

U  3  0, 018 

4  77  0,98  0,19V 50

Como la tensión de trabajo es de 400 V (salida del inversor), se tendrán unas pérdidas de:

Pérdidas  100 

0,19  0, 04 400

Para una sección de 50 mm2, la intensidad máxima admisible es de 167 A (ver tabla 6.2 de intensidades máximas admisibles), como tenemos una In = 77 A, cumplimos el criterio de intensidad máxima admisible.

99


Proyecto eléctrico baja tensión

Línea derivación individual (DI). La línea denominada DI, enlazará la Caja de Protección de Alterna (CPA) con la Caja General de Protección (CGP), esto se puede ver en el plano 09. La DI irá enterrada (mediante zanja) y bajo tubo. Estará formada por conductores de cobre o aluminio, aislados y normalmente unipolares, llevando cada línea su correspondiente conductor neutro así como el conductor de protección. El aislamiento de los conductores será de tensión asignada 0,6/1 kV. Los cables serán no propagadores del incendio y con emisión de humos y opacidad reducida. La sección mínima será de 6 mm2 para los cables polares, neutro y protección y de 1,5 mm2 para el hilo de mando, que será de color rojo. Los cables de conexión deberán estar dimensionados para una intensidad no inferior al 125% de la máxima intensidad del generador y la caída de tensión entre el generador y el punto de interconexión a la Red de Distribución Pública o a la instalación interior, no será superior al 1,5%, para la intensidad nominal, según ITC-BT-40. Teniendo en cuenta estas condiciones, pasamos a comprobar la caída de tensión.

L U  3     I  cos  S La longitud de la derivación individual tiene una longitud de 45 m.

U  3  0, 018 

45  77  0,98  2,11V 50

Como la tensión de trabajo es de 400 V, tendremos unas pérdidas:

Pérdidas  100 

2,11  0,53 400

Para comprobar la intensidad máxima admisible de la DI, al ir enterrada, se comprueba de forma distinta a los casos anteriormente vistos. La corriente máxima para una intensidad no inferior al 125 % será de In = 77·1,25 = 96,25 A. En la tabla 6.7, vemos que para una sección 50 mm2 XLPE tiene una intensidad máxima admisible de 230 A, y aplicando el factor de corrección de la tabla 6.8 de 0,80, la intensidad máxima admisible final será de I = 230·0,80 = 184 A, como nuestra intensidad al 125 % es de 96,25 A, también cumplimos el criterio de intensidad máxima admisible. 100


Proyecto eléctrico baja tensión

Para escoger el diámetro de tubo por el cual irá la DI, observando la tabla 6.9, se puede ver que para una DI con sección 50 mm2 hay que poner un tubo de 110 mm de diámetro.

Tabla 6.7 Intensidad máxima admisible (A), para cables conductores de Cu en instalación enterrada.

Tabla 6.8 Factor de corrección para agrupaciones de cables tripolares o ternas de cables unipolares.

101


Proyecto eléctrico baja tensión

Tabla 6.9 Diámetros exteriores mínimos de los tubos en función del número y la sección de los conductores.

La DI irá alojada en tubo protector de polietileno de alta densidad para canalizaciones enterradas de diámetro 110 mm. Dicho tubo será de doble pared, con la parte interior lisa y el exterior corrugado. La zanja tendrá las dimensiones suficientes para que las líneas estén a 0,70 m. de profundidad, en el interior de tubos y rodeados por hormigón para su protección y recubrimiento, y estarán señalizadas mediante cinta de “Atención al Cable”. Las dimensiones y características de dicha zanja se reflejan en el plano 09. Existirá una arqueta para facilitar el paso de los conductores al salir de la nave. Sus dimensiones interiores serán las indicadas en el plano 08. Se construirán con fábrica de ladrillo, enlucidas de cemento y drenaje en el fondo. Dispondrán de marco y tapa de fundición. Protecciones parte alterna. Caja de protección de alterna (CPA). Con el fin de poder proteger la salida del inversor, se pone una CPA y se ubicará en la zona habilitada para el inversor (cuarto del inversor, plano 08), será de material termoplástico, autoextinguible y antichoque, con puerta abisagrada y grado de protección IP40 según UNE 20.324 y UNE-EN 50.102. Estará compuesto por chasis con perfil DIN desmontable. La envolvente del mismo se ajustará a las normas UNE 20.451 y UNE-EN 60.439-3 La CPA de la instalación alojará los siguientes elementos: 102


Proyecto eléctrico baja tensión

Interruptor automático magnetotérmico Compact NS 160

Relé diferencial RH10

La altura a la cual se situarán los dispositivos generales e individuales de mando y protección de los circuitos, medida desde el nivel del suelo, estará comprendida entre 1 y 2 m. Cálculos de los correspondientes elementos de protección de la CPA: 

Cálculo de la protección magnetotérmica contra sobrecargas. Para que la línea quede

protegida

frente

sobrecargas,

la

protección

debe

cumplir

simultáneamente las siguientes condiciones:

Iuso  I n  I z

Itc  1, 45  I z Donde: –

Iuso = Intensidad de uso prevista en la línea.

In = Intensidad nominal del dispositivo de protección.

Iz = Intensidad admisible del conductor.

Itc = Intensidad de disparo en tiempo convencional del interruptor automático. La Itc será 1,30·In. al utilizar un interruptor del tipo UNE EN 60497-2.

Como el magnetotérmico (Compact NS 160) tiene las siguientes características: –

In = 128 A.

Ue = 690 VCA (50-60Hz).

Icu = 36 KA.

Sustituyendo en las condiciones anteriores obtenemos que: –

Iuso = 77·1,25=96,25 A.

Iz = 184 A.

Itc = 1,30· 128 = 166,4 A. 96,25 A ≤ 128 A ≤ 184 A 166,4 A ≤ 1,45· 184 A = 266,8 A

103


Proyecto eléctrico baja tensión

Como se puede observar, ambas condiciones se cumplen, por lo tanto el magnetotérmico elegido es correcto. En las hojas de características del magnetotérmico (ver anexo), se puede ver que dicho dispositivo se puede regular. Tiene una protección térmica regulable mediante la siguiente expresión. Ir = 0,8 · 1 In Es decir, el dispositivo tiene un margen para regular la intensidad, y sustituyendo tenemos que Ir = 0,8· 128 A = 102,4 A, por lo tanto el magnetotérmico se puede regular al mínimo, ya que sigue cumpliendo las condiciones anteriormente citadas. 

Cálculo del relé diferencial RH10. Características: Sensibilidad = 30 mA. Tensión = 440/525 V –

Cálculo contra contactos indirectos.

La intensidad diferencial residual o sensibilidad de los diferenciales debe ser tal que garantice el funcionamiento del dispositivo para la intensidad de defecto del esquema eléctrico. Se cumplirá la siguiente condición:

RA  I A  U Siendo: –

RA = Resistencia total de la toma de tierra. Tiene un valor de 15,78 Ω (ver apartado de puesta a tierra).

IA = Corriente que asegura el funcionamiento automático del dispositivo de protección. Sensibilidad del interruptor diferencial, se empleará un interruptor diferencial general de 30 mA de sensibilidad (0,03 A)

U = Tensión de contacto límite convencional. Se considera un valor de 24 V (para locales húmedos, según REBT.)

Sustituyendo:

15,78 0,03 A  24V 104


Proyecto eléctrico baja tensión

Caja general de protección (CGP). La Caja General de Protección aloja los elementos de protección de la Derivación Individual (plano 09). Su objeto es aislar esta línea de la red en caso de falta. Existirá una CGP para la instalación fotovoltaica, que tendrá las características de la tabla 6.10. Caja General de Protección (CGP). N° de CGP

1

N° de líneas de alimentación

1

Tipo de acometida

Subterránea

Tipo de instalación

Nicho

Ubicación

Según planos

Intensidad nominal

400 A

Esquema adoptado

UNESA 1.403 n° 10

Fusibles

Barras de neutro tamaño NH-1 (Base Unipolar Cerrada con dispositivo extintor de arco.)

Tabla 6.10 Especificaciones técnicas de la CGP.

Las bases portafusibles se equiparán con barras de neutro del calibre apropiado, actuando como fusibles de protección de la Línea General de Alimentación los Fusibles de 250 A instalados en el cuadro de Baja Tensión del Centro de Transformación. Las características específicas de la caja general de protección en cuanto a su ubicación, dimensiones y homologaciones estarán de acuerdo con la expresada en las normas particulares de instalaciones de enlace de la compañía eléctrica (NIE). La caja general de protección cumplirá todo lo que se indica en la Norma UNE-EN 60.439-1, tendrán grado de inflamabilidad según se indica en la Norma UNE-EN 60.439.3, una vez instalada tendrá un grado de protección IP43 según UNE-EN 20.324 e IK 08 según UNE-EN 50.102 y será precintable. La caja estará homologada por UNESA y será la CGP-10 (400A) / BUC, con tres bases para fusibles (equipadas con barras de neutro tamaño NH-2 BUC 400 A) y con neutro seccionable.

105


Proyecto eléctrico baja tensión

Las conexiones de entrada y salida se efectuaran mediante terminales de pala, que serán bimetálicos cuando proceda. Las conexiones se efectuarán con tornillería de material inoxidable. El neutro estará constituido por una conexión amovible de cobre situada a la izquierda de las fases. La conexión/desconexión se realizará mediante llaves, sin manipulación de los cables. Rosca M8, Par de apriete 6,0 Nm y sección efectiva del neutro 100 mm2. La conexión de entrada del neutro llevará un borne auxiliar que permita su conexión a tierra. Su capacidad permitirá la introducción de un conductor de 16 a 50 mm2 de cobre. La CGP llevará en el exterior en la parte frontal: 

El nombre o marca del fabricante.

La intensidad asignada en amperios.

La designación IBERDROLA,S.A.U. (CGP-10-400/BUC).

El año de fabricación.

Señal de advertencia de riesgo eléctrico.

Características del armario (CGP). 

Para su colocación en intemperie.

Armario de polyester autoextinguible reforzado con fibra de vidrio

Bases portafusibles de 400 A desconectables en carga de máxima seguridad. Tipo BUC (para fusibles tamaño NH-2) ( CGP-10- BUC)

3 Barras de neutro Tamaño NH-1.

Base AC 250 A / Neutro plano Calibre NH-1.

Tendrá pletinas de cobre en la parte inferior donde se conectarán los cables de paso (entrada y salida) mediante terminales bimetálicos.

Las bases unipolares cerradas tendrán las siguientes características: 

Seccionamiento manual sin ningún tipo de riesgo y con posibilidad de extraer la maneta del mismo.

Detector de fusión.

Dispositivo extintor de arco.

La CGP se cerrará con una puerta preferentemente metálica, con grado de protección IK 10 según UNE-EN 50.102, revestida exteriormente de acuerdo con las características del 106


Proyecto eléctrico baja tensión

entorno y estará protegida contra la corrosión, disponiendo de una cerradura o candado normalizado por la empresa suministradora. La parte inferior de la puerta se encontrará a un mínimo de 30 cm del suelo. Caja de Protección y Medida (CPM). La Caja General de Protección y Medida alojará los elementos necesarios para realizar las funciones de protección y medida de la instalación fotovoltaica, y va incluida dentro de la CGP. El material empleado se ajustará a las normas NI 42.72.00 y NI 76.50.04. Características. La caja general de protección y medida quedará emplazada en una zona de riesgo mínimo, quedando instalados los dispositivos de lectura de los equipos de medida a una altura comprendida entre 0,70 m. y 1,80 m. La CPM a utilizar corresponderá a uno de los tipos recogidos en las especificaciones técnicas de la empresa suministradora que hayan sido aprobadas por la Administración Pública competente, en función del número y naturaleza del suministro, disponiendo ésta de la protección indicada anteriormente. Estas deben garantizar que las faltas internas de la instalación no perturben el correcto funcionamiento de las redes a las que estén conectadas y en caso de defecto de ésta, debe desconectar. Se empleará el equipo de medida fotovoltaico normalizado para instalaciones fotovoltaicas con potencia superior a 41 KW (según dicte la compañía distribuidora). Dicho equipo lleva incorporado la CGP anteriormente citada incorporada. Cumplirá todo lo que sobre el particular se indica en la Norma UNE-EN 60.439-1, tendrá un grado de inflamabilidad según se indica en la UNE-EN 60.439-3, una vez instalada tendrá un grado de protección IP43 según UNE 20.324 e IK09 según UNE-EN 50.102 y será precintable. Las protecciones y el conexionado del interruptor serán precintables y el dispositivo de maniobra será accesible al Autogenerador. El interruptor de acoplamiento llevará un contacto auxiliar que permita desconectar el neutro de la red de distribución pública y conectar a tierra el neutro de la generación cuando esta deba trabajar independiente de aquella.

107


Proyecto eléctrico baja tensión

La envolvente deberá disponer de la ventilación interna necesaria que garantice la no formación de condensaciones y el material transparente para la lectura, será resistente a la acción de los rayos ultravioleta. La caja de protección y medida, en el proyecto que nos ocupa, quedará compuesta por los siguientes elementos, que cumplirán todo lo recogido en la ITC-BT-16 y en el RD 1663/2000. Así: 

Bases portafusibles de 400 A desconectables en carga de máxima seguridad. Tipo BUC. (para fusibles tamaño NH-2) ( CGP-10- BUC)

Base AC 250 A / Neutro plano Calibre NH-1

Bases fusibles / Tipo cuchilla AC-250 A calibre NH-1

Interruptor omnipolar de corte en carga. El cual será de cuatro polos, con un nivel de aislamiento y tensión de servicio de 1.000 V., capacidad de cierre contra cortacircuitos de 100 KA., y corriente nominal de servicio de 250A. Con bloqueo candado.

Fusibles de seguridad salida derivación individual 250 A NH-1

Trafo intensidad relación 200 / 5 A

Kit de fijación contador de energía

Las características del equipo de medida de salida serán tales que la intensidad correspondiente a la potencia nominal de la instalación fotovoltaica se encuentre entre el 50 por 100 de la intensidad nominal y la intensidad máxima de precisión de dicho equipo.

Bornes de salida y puesta a tierra.

Automático magnetotérmico 1P + N 10 A curva C y 6 kA

Interruptor diferencial 2P 25 A / 0,03 A

Toma de corriente schuko 2P + TT – 16 A

Toma de verificación IBERDROLA.

Los cuerpos serán de poliéster autoextinguible reforzado con fibra de vidrio y tapa transparente de policarbonato resistente a UV

Placa base de poliéster mecanizadas para el montaje de 1 contador electrónico bidireccional, transformadores de intensidad, base portafusibles e interruptor.

Con mecanizado y tapones de entrada y salida de cables.

La acometida a la CPM será subterránea

108


Proyecto eléctrico baja tensión

Situación. La caja de protección y medida se instalará en el nicho, junto a la CGP, según se indica en los planosXXX. Este recinto cumplirá las condiciones técnicas especificadas por la Compañía Suministradora. La CPM estará ubicada sobre el vallado exterior de la parcela, en lugar libre y con permanente acceso. Su situación se fijará de común acuerdo entre la compañía distribuidora y la propiedad.

6.4

Línea de puesta a Tierra.

Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 12) sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. Todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la parte continua como de la alterna, estarán conectados a una única tierra. Esta tierra será independiente de la del neutro de la empresa distribuidora, de acuerdo con el Reglamento de Baja Tensión. El cálculo de la resistencia de puesta a tierra de la instalación se realiza según la Instrucción 18 de Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. Se instalará un conductor de cobre desnudo de 35 milímetros cuadrados de sección en el fondo de la zanja que contiene la derivación individual, con una longitud L de 18 m, por lo que la resistencia de puesta a tierra tendrá un valor de:

R

2   2  300   33,33 L 18

Se instalarán cuatro picas en línea de tubo de acero galvanizado de 25 mm de diámetro exterior con una longitud de 2 m y una separación entre picas de 4 m, por lo que la resistencia de puesta a tierra tendrá un valor de:

R

R e 150   30 n 4

Siendo: 

n = número de picas verticales en paralelo.

Re = resistencia de un electrodo vertical.

109


Proyecto eléctrico baja tensión

Para determinar la resistencia total de puesta a tierra se considerará el paralelo de las dos resistencias calculadas anteriormente. El valor de resistencia de tierra total será de: R = 15,78 Ω < 20 Ω (según el REBT). El valor de resistividad del terreno supuesta para el cálculo es estimativo y no homogéneo. Deberá comprobarse el valor real de la resistencia de puesta a tierra una vez realizada la instalación y proceder a las correcciones necesarias para obtener un valor aceptable si fuera preciso. Según la instrucción 24 del REBT, para el sistema de protección contra contactos indirectos, mediante la puesta de las masas a tierra y el empleo de interruptores diferenciales, el valor de la resistencia de puesta a tierra garantizará que en caso de defecto no se alcance la tensión de contacto límite convencional sin que actúe la protección diferencial. Sobre la cubierta, se formará la red de equipotenciabilidad ver plano 07, que consiste en unir todas las estructuras mediante un conductor. Este conductor, se unirá posteriormente a la línea de puesta a tierra.

110


Presupuesto y mediciones

7. PRESUPUESTO Y MEDICIONES Presupuesto: Instalación Fotovoltaica conectada a Red 50 kW. Presupuesto parcial nº 1 ESTRUCTURAS Num. Ud Descripción 1.1

1.2

Medición

Precio

Importe

252,000 252,000

54,61 15,89

13.761,72 4.004,28

Total presupuesto parcial nº 1 ESTRUCTURAS:

17.766,00

Ud Estructura soporte de los módulos. Formada por carriles horizontales a base de perfilería de aluminio extruido y montantes en ángulo.Totalmente instalada sobre cubierta de nave industrial. Incluido montaje, fijación, acoplamiento de los módulos solares y tornillería. Ud Interfaces estructura-cubierta.

111


Presupuesto y mediciones

Presupuesto parcial nº 2 INSTALACIÓN ELÉCTRICA Num. Ud Descripción 2.1

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6 2.7

2.8

2.9 2.10

2.11

112

Medición

Precio

Importe

1,000

809,78

809,78

1,000

2.207,30

2.207,30

1,000

732,41

732,41

1,000

987,33

987,33

2,000 1,000

698,79 178,48

1.397,58 178,48

650,000

6,46

4.199,00

165,000 5,000

19,93 47,12

3.288,45 235,60

28,000

91,11

2.551,08

240,000

15,52

3.724,80

Total presupuesto parcial nº 2 INSTALACIÓN ELÉCTRICA:

20.311,81

Ud Caja general protección de 250A de doble aislamiento, con bases de cortacircuitos de 250 amperios, colocación en interior, para acometidas subterráneas, provista de bornes metálicos para línea repartidora de 25-150mm de entrada-salida en fases, realizada con material autoextinguible, autoventiladas. Totalmente montada. Ud Caja general protección y medida para suministro instalación fotovoltaica TRIFÁSICA, medida indirecta. De doble aislamiento, con bases de cortacircuitos, situada en nicho, realizada con material autoextinguible, autoventiladas para red trifásica. Interruptor de corte en carga omnipolar 4 x 250 A Ue = 750 V. Automático margnetotérmico 1P+N 10 A curva C 6kA Int. diferencial 2P x 25 A / 0,03 A Toma de corriente Schucko 2P+T.T. 16 A Toma de verificación iberdrola. Fusibles gL/gG 200 A IEC60269 gL / gG In = 200 A Un = 400 V IcU 100 KA TIPO gL/gG CAL NH1 Trafo de intensidad 200 / 5 A. Incluido aparato de medida para líneas trifásicas de calibre adecuado. Terminal tubular reforzado de cobre para sección 50 mm2 Totalmente montada y colocada. ml Toma de tierra con 4 picas de cobre de 14,6mm de diámetro y 2m de longitud, cable de cobre desnudo de 1x35mm2 de sección y 16 m de longitud, conexionado mediante soldadura aluminotérmica. Totalmente instalado. Ud Cuadro de protecciones instalación fotovoltaica Corriente Alterna, formado por caja protectora, incluida puerta, incluído regleta Omega, embarrado de protección, Interruptor Magnetotermico 160 A, 10 kA, tetrapolar con interruptor diferencial 30 mA y calibre 63 A, protección contra sobretensiones, incluso puentes de cableado, totalmente conexionado. Ud Caja de conexiones 1 y 2 instalación fotovoltaica Corriente Continua, formado por caja superficie 2 filas, con capacidad total para 48 pasos de 18 mm, incluida puerta, incluído regleta Omega, embarrado de protección, Interruptores de corte en carga CC de 125 A, protecciones contra sobretensiones, incluso puentes de cableado, totalmente conexionado. Ud Caja de Seccionamiento ml Líneas RM. Líneas realizadas con Conductores de cobre unipolares Aislado de Cu :RZ1-K 0,6 / 1 kV de 1x6 mm. Instalación bajo tubo. Incluido elementos de conexión. Aislamiento de todos los elementos CLASE II.Doble aislamiento y libre de halógenos. Resistente al aceite, grasas, oxigeno y ozono. Resistente a rayos UVA y a la abrasión. Alta seguridad. Totalmente instaladas. ml Línea LC1, LC2 y LCI: Líneas realizadas con Conductores de cobre unipolares Aislado de Cu :RZ1-k 0,6 / 1 kV de 1x35 mm2. Doble aislamiento y libre de halógenos. Resistente al aceite, grasas, oxigeno y ozono. Resistente a rayos UVA y a la abrasión. Alta seguridad. Aislamiento de todos los elementos CLASE II. Totalmente istalado. ml Línea LCA 3x25 mm2 RZ1-K 0,6/1 kV Línea de Inversor a CPA ml Derivación Individual de hilo conductor de cobre de 3 x 16 mm2 + 1 x 16 mm2 + 1 x 16 mm2 0,6/1 kV RZ1-K(conductores unipolares no propagadores de la llama y el incendio, con opacidad y emisión de humos reducida) bajo tubo de PVC corrugado DN 63 mm. ml Red equipotencial entre estructuras soporte módulos fotovoltaicos. Mediante conductores de cobre unipolares aislados, cable RZ1 0.6/1 kV 1 x 16 mm2 de sección. Doble aislamiento y libre de halógenos. Resistente al aceite, grasas, oxigeno y ozono. Resistente a rayos UVA y a la abrasión. Alta seguridad. Totalmente montados e instalados.


Presupuesto y mediciones

Presupuesto parcial nº 3 MATERIALES FOTOVOLTAICOS Num. Ud Descripción 3.1

3.2

Ud Inversores para conexión a red. Inversor SolarMax 50C de potencia nominal AC 50 KWn. Para un rango de tensión de entrada de 430 - 800 V. Eficiencia del 0,96. Protección IP20. Peso 730 kg. Totalmente instalado. Ud Módulo fotovoltaico SILIKEN SLK60P6L de 224 W de potencia pico. Incluida la conexión de los módulos fotovoltaicos y seriado. Totalmente instalado y comprobado.

Medición

Precio

Importe

1,000

29.082,53

29.082,53

252,000

823,74 207.582,48

Total presupuesto parcial nº 3 MATERIALES FOTOVOLTAICOS: 236.665,01

113


Presupuesto y mediciones

Presupuesto parcial nº 4 MOVIMIENTO DE TIERRAS Num. Ud Descripción 4.1

ml

4.2

M3

4.3

M3

4.4

M3

4.5

M3

4.6

Ud

114

Medición

Precio

Importe

40,000

11,07

442,80

27,000

66,28

1.789,56

27,000

60,51

1.633,77

27,000

136,87

3.695,49

1,000 1,000

42,29 132,94

42,29 132,94

Total presupuesto parcial nº 4 MOVIMIENTO DE TIERRAS:

7.736,85

Excavación en zanjas, sobre terreno, por medios mecánicos, con extracción de tierras a los bordes. Hormigón en masa HM-25/P/40, tamaño máx.árido 40mm, en zanjas de cimentación y vigas riostra, elaborado en central, vertido por medios manuales, vibrado y colocado. Relleno, extendido y compactado de tierras, por medios manuales, con apisonadora tipo rana, en tongadas de 30cm de espesor, incluso regado de las mismas, con aporte de tierras. Pavimento para calzada con hormigón en masa fck 12,5 N/mm2, tamaño máx.árido 40mm, vibrado, acabado con textura superficial ranurada. Excavación en arquetas o pozos de saneamiento, en terrenos flojos, por medios mecánicos, con extracción de tierras a los bordes y posterior relleno, apisonado y extendido de las tierras procedentes de la excavación. Arqueta + Tapa


Presupuesto y mediciones

Presupuesto de ejecución material 1 ESTRUCTURAS 2 INSTALACIÓN ELÉCTRICA 3 MATERIALES FOTOVOLTAICOS 4 MOVIMIENTO DE TIERRAS

17.766,00 20.311,81 236.665,01 7.736,85

Total .........: 282.479,67 Asciende el presupuesto de ejecución material a la expresada cantidad de DOSCIENTOS OCHENTA Y DOS MIL CUATROCIENTOS SETENTA Y NUEVE EUROS CON SESENTA Y SIETE CÉNTIMOS.

115


8.

PLANOS


9.

PLIEGO DE CONDICIONES

Este Pliego de Condiciones Técnicas comprende el conjunto de características que deberán cumplir los materiales empleados en la construcción, así como las técnicas de su colocación en la obra y las que deberán mandar en la ejecución de cualquier tipo de instalaciones y obras accesorias y dependientes. Para cualquier tipo de especificación no incluida en este Pliego de condiciones se tendrá en cuenta lo que indique la normativa del REBT y en los Pliegos Técnicos Particulares.

9.1

Calidad de los materiales

Todos los materiales empleados en la ejecución de la instalación tendrán, como mínimo, las características especificadas en este Pliego de Condiciones, empleándose siempre materiales homologados según las normas UNE citadas en la instrucción ITC-BT-02 que les sean de aplicación. Se tendrán en cuenta en la instalación con objeto de optimizar la eficiencia energética y garantizar la absoluta seguridad del personal, que todos los conductores serán de cobre, y su sección será la suficiente para asegurar que las pérdidas de tensión en cables y cajas de conexión sean inferiores al 1,5 % en el tramo DC y al 2 % en el tramo AC. Todos los cables serán adecuados para uso en intemperie, al aire o enterrado (UNE 21123).

9.1.1 Conductores eléctricos Derivaciones individuales. Los conductores a utilizar serán de cobre, unipolares y aislados, siendo su nivel de aislamiento 450/750 V. Para el caso de multiconductores o para el caso de derivaciones individuales en el interior de tubos enterrados, el aislamiento de los conductores será de 0,6/1 kV. La sección mínima de los conductores será de 6 mm² para los cables polares, neutro y protección. Los cables serán no propagadores del incendio y con emisión de humos y opacidad reducida. Los cables con características equivalentes a las de la norma UNE 21.123 parte 4 ó 5; o a la norma UNE 211005 (según la tensión asignada del cable), cumplen con esta prescripción. Las canalizaciones incluirán en cualquier caso el conductor de protección.

119


Pliego de condiciones

Según la Instrucción ITC BT 16, con objeto de satisfacer las disposiciones tarifarias vigentes, se deberá disponer del cableado necesario para los circuitos de mando y control. El color de identificación de dicho cable será el rojo, y su sección mínima será de 1,5 mm².

9.1.2 Conductores de neutro La sección mínima del conductor de neutro para distribuciones monofásicas, trifásicas y de corriente continua, será la que a continuación se especifica: Según la Instrucción ITC BT 19 en su apartado 2.2.2, en instalaciones interiores, para tener en cuenta las corrientes armónicas debidas a cargas no lineales y posibles desequilibrios, la sección del conductor del neutro será como mínimo igual a la de las fases.

9.1.3 Conductores de protección. Cuando la conexión de la toma de tierra se realice en el nicho de la CGP, por la misma conducción por donde discurra la línea general de alimentación se dispondrá el correspondiente conductor de protección. Según la Instrucción ITC BT 26, en su apartado 6.1.2, los conductores de protección serán de cobre y presentarán el mismo aislamiento que los conductores activos. Se instalarán por la misma canalización que estos y su sección será la indicada en la Instrucción ITC BT 19 en su apartado 2.3. Los conductores de protección desnudos no estarán en contacto con elementos combustibles. En los pasos a través de paredes o techos estarán protegidos por un tubo de adecuada resistencia, que será, además, no conductor y difícilmente combustible cuando atraviese partes combustibles del edificio. Los conductores de protección estarán convenientemente protegidos contra el deterioro mecánico y químico, especialmente en los pasos a través de elementos de la construcción. Las conexiones en estos conductores se realizarán por medio de empalmes soldados sin empleo de ácido, o por piezas de conexión de apriete por rosca. Estas piezas serán de material inoxidable, y los tornillos de apriete estarán provistos de un dispositivo que evite su desapriete. 120


Pliego de condiciones

Se tomarán las precauciones necesarias para evitar el deterioro causado por efectos electroquímicos cuando las conexiones sean entre metales diferentes.

9.1.4

Identificación de los conductores

Los conductores de la instalación se identificarán por los colores de su aislamiento: 

Negro, gris, marrón para los conductores de fase o polares.

Azul claro para el conductor neutro.

Amarillo - verde para el conductor de protección.

Rojo para el conductor de los circuitos de mando y control.

9.1.5

Tubos protectores.

Clases de tubos a emplear. En las canalizaciones superficiales, los tubos deberán ser preferentemente rígidos y en casos especiales podrán usarse tubos curvables. El cumplimiento de estas características se realizará según los ensayos indicados en las normas UNE-EN 50.086 -2 -2, para tubos curvables. En las canalizaciones enterradas, los tubos protectores serán conformes a lo establecido en la norma UNE-EN 50.086 2- 4. En ambos casos, las características y dimensiones a tener cuenta se recogen en el REBT.

9.1.6 Arquetas. Sus dimensiones interiores serán las que se indican en los planos. Se construirán con fábrica de ladrillo, enlucidas de cemento y drenaje en el fondo. Dispondrán de marco y tapa de fundición.

9.1.7 Cajas de empalme y derivación. Las conexiones entre conductores se realizarán en el interior de cajas apropiadas de material aislante o, si son metálicas, protegidas contra la corrosión. Sus dimensiones serán tales que permitan alojar holgadamente todos los conductores que deban contener, y su profundidad equivaldrá, cuanto menos, al diámetro del tubo mayor más un 50 % del mismo, con un mínimo de 40 mm para su profundidad y 80 mm para el diámetro o lado interior. 121


Pliego de condiciones

Cuando se quieran hacer estancas las entradas de los tubos en las cajas de conexión, deberán emplearse prensaestopas adecuados En ningún caso se permitirá la unión de conductores por simple retorcimiento o arrollamiento entre sí de los mismos, sino que deberá realizarse siempre utilizando bornes de conexión montados individualmente o constituyendo bloques o regletas de conexión. Puede permitirse, asimismo, la utilización de bridas de conexión. Las uniones deberán realizarse siempre en el interior de cajas de empalme o de derivación. Si se trata de cables deberá cuidarse al hacer las conexiones que la corriente se reparta por todos los alambres componentes, y si el sistema adoptado es de tornillo de apriete entre una arandela metálica bajo su cabeza y una superficie metálica, los conductores de sección superior a 6 mm2 deberán conectarse por medio de terminales adecuados, comprobando siempre que las conexiones, de cualquier sistema que sean, no queden sometidas a esfuerzos mecánicos. Para que no pueda ser destruido el aislamiento de los conductores por su roce con los bordes libres de los tubos, los extremos de éstos, cuando sean metálicos y penetren en una caja de conexión o aparato, estarán provistos de boquillas con bordes redondeados o dispositivos equivalentes, o bien convenientemente mecanizados, y si se trata de tubos metálicos con aislamiento interior, este último sobresaldrá unos milímetros de su cubierta metálica.

9.1.8 Aparatos de mando y maniobra. Los mecanismos y aparatos de mando y maniobra se colocarán sobre cuadros generales o de distribución, de manera que queden rígidamente fijados. Además se situarán de forma tal que las maniobras de conexión y desconexión puedan hacerse con comodidad. Los aparatos de mando y maniobra (interruptores y conmutadores) serán de tipo cerrado y material aislante, cortarán la corriente máxima del circuito en que están colocados sin dar lugar a la formación de arcos permanentes, y no podrán tomar una posición intermedia. La intensidad de los interruptores, seccionadores, contadores y demás elementos de mando será como mínimo igual a la que corresponde a los aparatos de protección situados en la mísma línea de utilización que aquellos.

122


Pliego de condiciones

Las cubiertas, tapas o envolturas, manivelas y pulsadores de maniobra de los aparatos y mecanismos instalados serán de material aislante. Las piezas de contacto tendrán unas dimensiones tales que la temperatura no pueda exceder de 65°C en ninguna de ellas. Deben poder realizarse del orden de 10.000 maniobras de apertura y cierre a la intensidad y tensión nominales, que estarán marcadas en lugar visible. Todas las tomas de corriente dispondrán de contacto de puesta a tierra.

9.1.9

Aparatos de protección.

Los dispositivos de protección contra sobrecargas y cortocircuitos de los circuitos interiores serán de corte omnipolar y tendrán los polos protegidos que corresponda al número de fases del circuito que protegen. Sus características de interrupción estarán de acuerdo con las corrientes admisibles de los conductores del circuito que protegen. Protección contra sobreintensidades. Los conductores activos deben estar protegidos por uno o varios dispositivos de corte automático contra las sobrecargas y contra los cortocircuitos. Protección contra sobrecargas. Los dispositivos de protección deben estar previstos para interrumpir toda corriente de sobrecarga en los conductores del circuito antes de que pueda provocar un calentamiento perjudicial al aislamiento, a las conexiones, a las extremidades o al medio ambiente en las canalizaciones. El límite de intensidad de corriente admisible en un conductor ha de quedar en todo caso garantizado por el dispositivo de protección utilizado. Como dispositivos de protección contra sobrecargas serán utilizados los fusibles calibrados de características de funcionamiento adecuadas o los interruptores automáticos con curva térmica de corte.

123


Pliego de condiciones

Protección contra cortocircuitos. Deben preverse dispositivos de protección para interrumpir toda corriente de cortocircuito antes de que esta pueda resultar peligrosa debido a los efectos térmicos y mecánicos producidos en los conductores y en las conexiones. En el origen de todo circuito se establecerá un dispositivo de protección contra cortocircuitos cuya capacidad de corte estará de acuerdo con la intensidad de cortocircuito que pueda presentarse en el punto de su instalación. Se admiten como dispositivos de protección contra cortocircuitos los fusibles de características de funcionamiento adecuadas y los interruptores automáticos con sistema de corte electromagnético. Normas aplicables. Pequeños interruptores automáticos (PIA). Los interruptores automáticos para instalaciones domésticas y análogas para la protección contra sobreintensidades se ajustarán a la norma UNE-EN 60-898. Esta norma se aplica a los interruptores automáticos con corte al aire, de tensión asignada hasta 440 V (entre fases), intensidad asignada hasta 125 A y poder de corte nominal no superior a 25000 A. Los valores normalizados de las tensiones asignadas son: 

230 V Para los interruptores automáticos unipolares y bipolares.

230/400 V Para los interruptores automáticos unipolares.

400 V Para los interruptores automáticos bipolares, tripolares y tetrapolares.

La característica de disparo instantáneo de los interruptores automáticos vendrá determinada por su curva: B, C o D. Cada interruptor debe llevar visible, de forma indeleble, las siguientes indicaciones: 

La corriente asignada sin el símbolo A precedido del símbolo de la característica de disparo instantáneo (B, C o D) por ejemplo B16.

Poder de corte asignado en amperios, dentro de un rectángulo, sin indicación del símbolo de las unidades.

124

Clase de limitación de energía, si es aplicable.


Pliego de condiciones

Los bornes destinados exclusivamente al neutro, deben estar marcados con la letra "N". Interruptores automáticos de baja tensión. Los interruptores automáticos de baja tensión se ajustarán a la norma UNE-EN 60-947-2: 1996. Esta norma se aplica a los interruptores automáticos cuyos contactos principales están destinados a ser conectados a circuitos cuya tensión asignada no sobrepasa 1000 V en corriente alterna o 1500 V en corriente continua. Se aplica cualesquiera que sean las intensidades asignadas, los métodos de fabricación y el empleo previsto de los interruptores automáticos. Cada interruptor automático debe estar marcado de forma indeleble en lugar visible con las siguientes indicaciones: 

Intensidad asignada (In).

Capacidad para el seccionamiento, si ha lugar.

Indicaciones de las posiciones de apertura y de cierre respectivamente por O y | si se emplean símbolos.

Fusibles. Los fusibles de baja tensión se ajustarán a la norma UNE-EN 60-269-1:1998. Esta norma se aplica a los fusibles con cartuchos fusibles limitadores de corriente, de fusión encerrada y que tengan un poder de corte igual o superior a 6 kA. Están destinados a asegurar la protección de circuitos, de corriente alterna y frecuencia industrial, en los que la tensión asignada no sobrepase 1000 V, o los circuitos de corriente continua cuya tensión asignada no sobrepase los 1500 V. Los valores de intensidad para los fusibles expresados en amperios deben ser: 2, 4, 6, 8, 10, 12, 16, 20, 25, 32, 40, 50, 63, 80, 100, 125, 160, 200, 250, 315, 400, 500, 630, 800, 1000, 1250. Deberán llevar marcada la intensidad y tensión nominales de trabajo para las que han sido construidos. Interruptores diferenciales. Los interruptores diferenciales responderán a la norma UNE 20.383. 125


Pliego de condiciones

Los interruptores diferenciales desconectarán la instalación antes de que una corriente derivada a tierra (corriente de fuga) pueda resultar peligrosa si lo hace a través del cuerpo humano. Se indicará para cada interruptor diferencial: 

Marca

Tipo de diferencial

Tensión nominal en voltios

Intensidad nominal de defecto en amperios.

Características principales de los dispositivos de protección. Los dispositivos de protección cumplirán las condiciones generales siguientes: 

Deberán poder soportar la influencia de los agentes exteriores a que estén sometidos, presentando el grado de protección que les corresponda de acuerdo con sus condiciones de instalación.

Los fusibles irán colocados sobre material aislante incombustible y estarán construidos de forma que no puedan proyectar metal al fundirse. Permitirán su recambio de la instalación bajo tensión sin peligro alguno.

Los interruptores automáticos serán los apropiados a los circuitos a proteger, respondiendo en su funcionamiento a las curvas intensidad – tiempo adecuadas. Deberán cortar la corriente máxima del circuito en que estén colocadas, sin dar lugar a la formación de arco permanente, abriendo o cerrando los circuitos, sin posibilidad de tomar una posición intermedia entre las correspondientes a las de apertura y cierre. Cuando se utilicen para la protección contra cortocircuitos, su capacidad de corte estará de acuerdo con la intensidad de cortocircuito que pueda presentarse en el punto de su instalación, salvo que vayan asociados con fusibles adecuados que cumplan este requisito, y que sean de características coordinadas con las del interruptor automático.

Los interruptores diferenciales deberán resistir las corrientes de cortocircuito que puedan presentarse en el punto de su instalación, y de lo contrario deberán estar protegidos por fusibles de características adecuadas.

126


Pliego de condiciones

Protección contra contactos directos e indirectos. Los medios de protección contra contactos directos e indirectos en instalación se ejecutarán siguiendo las indicaciones detalladas en la Instrucción ITC BT 24, y en la Norma UNE 20.460 -4-41. Protección contra contactos directos. La protección contra contactos directos consiste en tomar las medidas destinadas a proteger las personas contra los peligros que pueden derivarse de un contacto con las partes activas de los materiales eléctricos. Los medios a utilizar son los siguientes: 

Protección por aislamiento de las partes activas.

Protección por medio de barreras o envolventes.

Protección por medio de obstáculos.

Protección por puesta fuera de alcance por alejamiento.

Protección complementaria por dispositivos de corriente diferencial residual.

El empleo de dispositivos de corriente diferencial-residual, cuyo valor de corriente diferencial asignada de funcionamiento sea inferior o igual a 30 mA, se reconoce como medida de protección complementaria en caso de fallo de otra medida de protección contra los contactos directos o en caso de imprudencia de los usuarios. Protección contra contactos indirectos. Se utilizará el método de protección contra contactos indirectos por corte de la alimentación en caso de fallo, mediante el uso de interruptores diferenciales. La corriente a tierra producida por un solo defecto franco debe hacer actuar el dispositivo de corte en un tiempo no superior a 5 segundos. Una masa cualquiera no puede permanecer en relación a una toma de tierra eléctricamente distinta, a un potencial superior, en valor eficaz, a: 

24 V en los locales o emplazamientos húmedos o mojados.

50 V en los demás casos.

Todas las masas de una misma instalación deben estar unidas a la misma toma de tierra. Como dispositivos de corte por intensidad de defecto se emplearán los interruptores diferenciales. 127


Pliego de condiciones

Debe cumplirse la siguiente condición:

R

Vc Is

Donde: 

R: Resistencia de puesta a tierra (Ohm).

Vc: Tensión de contacto máxima (24 V en locales húmedos y 50 V en los demás casos).

Is: Sensibilidad del interruptor diferencial (valor mínimo de la corriente de defecto, en A, a partir del cual el interruptor diferencial debe abrir automáticamente, en un tiempo conveniente, la instalación a proteger).

9.1.10 Electrodos de puesta a tierra y puesta a tierra. Las puestas a tierra se establecen principalmente con objeto de limitar la tensión que, con respecto a tierra, puedan presentar en un momento dado las masas metálicas, asegurar la actuación de las protecciones y eliminar o disminuir el riesgo que supone una avería en los materiales eléctricos utilizados. Se seguirá lo indicado en la instrucción ITC BT 18. Electrodos. Estarán constituidos por varillas cilíndricas acoplables de acero, revestidas de una capa de cobre, no inferior a 300 . Serán ejecutadas según normas UNESA. La conexión con las líneas de enlace con tierra se realizará con grapas de conexión apropiadas. Puesta a tierra. Las puestas a tierra se realizarán en la forma indicada en el proyecto, debiendo cumplirse estrictamente lo referente a separación de circuitos, forma de constitución y valores deseados para las puestas a tierra y cumplirán las siguientes condiciones: En ninguno de los circuitos de puesta a tierra se colocarán elementos de seccionamiento.

128


Pliego de condiciones

Cada circuito de puesta a tierra llevará un borne para la medida de la resistencia de tierra, situado en un punto fácilmente accesible. Los circuitos de tierra se establecerán de manera que se eviten los deterioros debidos a acciones mecánicas, químicas o de otra índole. La conexión del conductor de tierra con la toma de tierra se efectuará de manera que no haya peligro de aflojarse o soltarse. Los circuitos de puesta a tierra formarán una línea continua en la que no podrán incluirse en serie las masas de la instalación. Siempre la conexión de las masas se efectuará por derivación. Los conductores de tierra desnudos deberán ser de cobre y su sección no inferior a 35 mm2. Los conductores que unen los distintos puntos de puesta para formar una red conjunta adquieren la consideración de líneas principales de tierra y deberán ser de cobre, con aislamiento y de sección no inferior a 16 mm2. La continuidad eléctrica entre un punto cualquiera de la masa y el conductor de puesta a tierra, en el punto de penetración en el suelo, satisfará la condición, de que la resistencia eléctrica correspondiente, sea inferior a 0,4 Ω.

9.2

Normas de ejecución de las instalaciones.

9.2.1

Instalaciones de enlace.

Derivación individual. Según ITC BT 15 en su apartado 1, las derivaciones individuales estarán constituidas por: 

Conductores aislados en el interior de tubos empotrados.

Conductores aislados en el interior de tubos enterrados.

Conductores aislados en el interior de tubos de montaje superficial.

Conductores aislados en el interior de canales protectoras cuya tapa sólo se pueda abrir con la ayuda de un útil.

Canalizaciones eléctricas prefabricadas que deberán cumplir la norma UNE-EN 60.439 - 2.

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Pliego de condiciones

Conductores aislados en el interior de conductos cerrados de obra de fábrica, proyectados y construidos al efecto.

Los cables no presentarán empalmes y su sección será uniforme, exceptuándose las conexiones realizadas en la ubicación de los contadores y en los dispositivos de protección.

9.2.2

Canalizaciones. Prescripciones generales.

Varios circuitos pueden encontrarse en el mismo tubo o en el mismo compartimiento de canal si todos los conductores están aislados para la tensión asignada más elevada. No deben instalarse circuitos de potencia y circuitos de muy baja tensión de seguridad (MBTS ó MBTP) en las mismas canalizaciones, a menos que cada cable esté aislado para la tensión más alta presente o se aplique una de las disposiciones siguientes: 

Que cada conductor de un cable de varios conductores esté aislado para la tensión más alta presente en el cable.

Que los conductores estén aislados para su tensión e instalados en un compartimiento separado de un conducto o de una canal, si la separación garantiza el nivel de aislamiento requerido para la tensión más elevada.

En caso de proximidad de canalizaciones eléctricas con otras no eléctricas, se dispondrán de forma que entre las superficies exteriores de ambas se mantenga una distancia mínima de 3 cm. En caso de proximidad con conductos de calefacción, de aire caliente, vapor o humo, las canalizaciones eléctricas se establecerán de forma que no puedan alcanzar una temperatura peligrosa y, por consiguiente, se mantendrán separadas por una distancia conveniente o por medio de pantallas calorífugas. Las canalizaciones eléctricas no se situarán por debajo de otras canalizaciones que puedan dar lugar a condensaciones, tales como las destinadas a conducción de vapor, de agua, de gas, etc., a menos que se tomen las disposiciones necesarias para proteger las canalizaciones eléctricas contra los efectos de estas condensaciones. Las canalizaciones eléctricas y las no eléctricas sólo podrán ir dentro de un mismo canal o hueco en la construcción cuando se cumplan simultáneamente las siguientes condiciones:

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Pliego de condiciones

La protección contra contactos indirectos estará asegurada por alguno de los sistemas señalados en la Instrucción ITC-BT-24, considerando a las conducciones no eléctricas, cuando sean metálicas, como elementos conductores. Las canalizaciones eléctricas estarán convenientemente protegidas contra los posibles peligros que pueda presentar su proximidad a canalizaciones, y especialmente se tendrá en cuenta: 

La elevación de la temperatura, debida a la proximidad con una conducción de fluido caliente.

La condensación.

La inundación, por avería en una conducción de líquidos; en este caso se tomarán todas las disposiciones convenientes para asegurar su evacuación.

La corrosión, por avería en una conducción que contenga un fluido corrosivo.

La explosión, por avería en una conducción que contenga un fluido inflamable

La intervención por mantenimiento o avería en una de las canalizaciones puede realizarse sin dañar al resto. Las canalizaciones deberán estar dispuestas de forma que faciliten su maniobra, inspección y acceso a sus conexiones. Estas posibilidades no deben ser limitadas por el montaje de equipos en las envolventes o en los compartimentos. Las canalizaciones eléctricas se establecerán de forma que mediante la conveniente identificación de sus circuitos y elementos, se pueda proceder en todo momento a reparaciones, transformaciones, etc. Por otra parte, el conductor neutro o compensador, cuando exista, estará claramente diferenciado de los demás conductores. Las canalizaciones pueden considerarse suficientemente diferenciadas unas de otras, bien por la naturaleza o por el tipo de los conductores que la componen, o bien por sus dimensiones o por su trazado. Cuando la identificación pueda resultar difícil, debe establecerse un plano de la instalación que permita, en todo momento, esta identificación mediante etiquetas o señales de aviso indelebles y legibles.

9.2.3 Colocación de tubos. Se tendrán en cuenta las prescripciones generales siguientes, tal y como indica la ITC BT 21.

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Pliego de condiciones

Prescripciones generales. El trazado de las canalizaciones se hará siguiendo preferentemente líneas paralelas a las verticales y horizontales que limitan el local dónde se efectúa la instalación. Los tubos se unirán entre sí mediante accesorios adecuados a su clase que aseguren la continuidad que proporcionan a los conductores. Los tubos aislantes rígidos curvables en caliente podrán ser ensamblados entre sí en caliente, recubriendo el empalme con una cola especial cuando se desee una unión estanca. Las curvas practicadas en los tubos serán continuas y no originarán reducciones de sección inadmisibles. Los radios mínimos de curvatura para cada clase de tubo serán los indicados en la norma UNE EN 5086 -2-2 Será posible la fácil introducción y retirada de los conductores en los tubos después de colocados y fijados éstos y sus accesorios, disponiendo para ello los registros que se consideren convenientes, y que en tramos rectos no estarán separados entre sí más de 15 m. El número de curvas en ángulo recto situadas entre dos registros consecutivos no será superior a tres. Los conductores se alojarán en los tubos después de colocados éstos. Los registros podrán estar destinados únicamente a facilitar la introducción y retirada de los conductores en los tubos, o servir al mismo tiempo como cajas de empalme o derivación. Cuando los tubos estén constituidos por materias susceptibles de oxidación, y cuando hayan recibido durante el curso de su montaje algún trabajo de mecanización, se aplicará a las partes mecanizadas pintura antioxidante. Igualmente, en el caso de utilizar tubos metálicos sin aislamiento interior, se tendrá en cuenta la posibilidad de que se produzcan condensaciones de agua en el interior de los mismos, para lo cual se elegirá convenientemente el trazado de su instalación, previendo la evacuación de agua en los puntos más bajos de ella y, si fuera necesario, estableciendo una ventilación apropiada en el interior de los tubos mediante el sistema adecuado, como por ejemplo, el empleo de una "T" dejando uno de los brazos sin utilizar.

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Pliego de condiciones

Cuando los tubos metálicos deban ponerse a tierra, su continuidad eléctrica quedará convenientemente asegurada. En el caso de utilizar tubos metálicos flexibles, es necesario que la distancia entre dos puestas a tierra consecutivas de los tubos no exceda de 10 m. No podrán utilizarse los tubos metálicos como conductores de protección o de neutro. Los rollos de tubo, se manejarán con cuidado, evitando golpes y excesivo peso, para que no sufran deformaciones. Tubos en montaje superficial. Cuando los tubos se coloquen en montaje superficial se tendrán en cuenta además las siguientes prescripciones: 

Los tubos se fijarán a las paredes o techos por medio de bridas o abrazaderas protegidas contra la corrosión y sólidamente sujetas. La distancia entre éstas será, como máximo, 0.50 m. Se dispondrán fijaciones de una y otra parte en los cambios de dirección, en los empalmes y en la proximidad inmediata de las entradas en cajas o aparatos.

Los tubos se colocarán adaptándolos a la superficie sobre la que se instalan, curvándolos o usando los accesorios necesarios.

En alineaciones rectas, las desviaciones del eje del tubo con respecto a la línea que une los puntos extremos no será superior al 2%.

Es conveniente disponer los tubos normales, siempre que sea posible, a una altura mínima de 2.5 m sobre el suelo, con objeto de protegerlos de eventuales daños mecánicos.

En los cruces de tubos rígidos con juntas de dilatación de un edificio deberán interrumpirse los tubos, quedando los extremos del mismo separados entre sí 5 cm aproximadamente, y empalmándose posteriormente mediante manguitos deslizantes que tengan una longitud mínima de 20 cm.

Montaje al aire. Solamente está permitido su uso para la alimentación de máquinas o elementos de movilidad restringida desde canalizaciones prefabricadas y cajas de derivación fijadas al techo. Se tendrán en cuenta las siguientes prescripciones:

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Pliego de condiciones

La longitud total de la conducción en el aire no será superior a 4 metros y no empezará a una altura inferior a 2 metros. Se prestará especial atención para que las características de la instalación establecidas en la tabla 6 de la ITC-BT 21 se conserven en todo el sistema especialmente en las conexiones.

9.2.4 Instalación y colocación de canales protectoras. La instalación y puesta en obra de las canales protectoras deberá cumplir lo indicado en la norma UNE 20.460-5-52 y en las Instrucciones ITC-BT-19 e ITC-BT-20. El trazado de las canalizaciones se hará siguiendo preferentemente líneas verticales y horizontales o paralelas a las aristas de las paredes que limitan al local donde se efectúa la instalación. Las canales con conductividad eléctrica deben conectarse a la red de tierra, su continuidad eléctrica quedará convenientemente asegurada. No se podrán utilizar las canales como conductores de protección o de neutro, salvo lo dispuesto en la Instrucción ITC-BT-18 para canalizaciones prefabricadas. La tapa de las canales quedará siempre accesible.

9.2.5 Apertura de zanjas. Se evitarán ángulos pronunciados. El trazado será lo más rectilíneo posible, paralelo en toda su longitud a lindes, caminos o aceras. Antes de proceder al comienzo de los trabajos, se marcarán en el terreno, las zonas donde se abrirán las zanjas, marcando tanto anchura como su longitud y las zonas donde se dejarán puentes para la contención del terreno. Antes de proceder a la apertura de las zanjas se abrirán calas de reconocimiento para confirmar o rectificar el trazado previsto. Al marcar el trazado de las zanjas se tendrá en cuenta el radio mínimo que hay que dejar en la curva con arreglo a las canalizaciones a realizar.

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Pliego de condiciones

Las zanjas se efectuarán verticales hasta la profundidad escogida, colocándose entubaciones en los casos en que la naturaleza del terreno lo haga preciso. Se dejará si es posible, un paso de 50 cm, entre las tierras extraídas y la zanja, todo a lo largo de la misma, con el fin de facilitar la circulación del personal de la obra y evitar la caída de tierras en la zanja.

9.2.6 Colocación y características de canalizaciones entubadas en montaje subterráneo. Se utilizarán tubos de de plolietileno reticulado de doble capa. El diámetro de los tubos será el apropiado en función del número de conductores a alojar. Se dejará un alambre galvanizado para que nos sirva después de guía. Estos tubos estarán recibidos sobre lecho de arena y recubiertos con arena en aceras o zonas peatonales y hormigonados en calzada y cruzamientos. Para hormigonar los tubos se procederá del modo siguiente, se echa previamente una solera de hormigón bien nivelada de unos 8 cm. de espesor sobre la que se asientan los tubos separados entre sí unos 6 cm., procediendo a continuación a hormigonarlos hasta cubrirlos enteramente. Se procurará que el hormigón cubra aproximadamente 10 cm. a los tubos. Los materiales a utilizar tendrán las siguientes cualidades y condiciones: 

Los tubos serán de PVC flexible de urbanización e interior liso, provenientes de fábricas de garantía, siendo el diámetro que se especifica el correspondiente al interior del tubo.

El cemento será Portland o artificial y de marca acreditada. Cumplirá con las condiciones que exige el M.O.P. y se utilizará como mínimo el de calidad P-250 de fraguado lento.

La arena será limpia, suelta, áspera, crujiendo al tacto y exenta de sustancias orgánicas o partículas terrosas, para lo cual, si fuese necesario, se tamizará y lavará convenientemente. Podrá ser de río o miga y la dimensión de sus granos será de hasta 2 ó 3 mm.

Los áridos y gruesos serán procedentes de piedra dura silícea, compacta, resistente, limpia de tierra y detritus y, a ser posible, que sea canto rodado.

Las dimensiones serán de 10 a 60 mm. con granulometría apropiada.

Se prohíbe el empleo del llamado revoltón, o sea, piedra y arena unida, sin dosificación, así como cascotes o materiales blandos. 135


Pliego de condiciones

Agua. Se empleará el agua de río o manantial, quedando prohibido el empleo de agua procedente de ciénagas.

Mezcla. La dosificación a emplear será la normal en este tipo de hormigones para fundaciones.

9.2.7 Colocación de la cinta de “atención al cable”. En las canalización subterráneas, se colocará una cinta de cloruro de polivinilo, que denominaremos “Atención a la existencia del Cable”. Se colocará a lo largo de la canalización y en la vertical del mismo a 0,20 ó 0,30 m. aproximadamente del nivel del terreno.

9.2.8 Tapado y apisonado de la zanja. Una vez colocadas las protecciones del cable, señaladas anteriormente, se rellenará toda la zanja con tierra de la excavación, apisonada, debiendo realizarse al principio de forma manual y el resto apisonada mecánicamente. El tapado de las zanjas deberá hacerse por capas sucesivas de 10 cm. de espesor, las cuales serán apisonadas y regadas, si fuese necesario, con el fin de que quede suficientemente consolidado el terreno. La cinta de “Atención al Cable” se colocará entre dos de estas capas.

9.2.9 Medidas de las zanjas. Serán la que se indican en los planos correspondientes Se procurará que la distancia mínima entre servicios sea de 30 cm. y la proyección horizontal de ambos guarde una distancia mínima de 30 cm.

9.2.10 Tendido de cables directamente enterrados. La profundidad, hasta la parte inferior del cable, no será menor de 0,60 m en acera, ni de 0,80 m en calzada. Cuando existan impedimentos que no permitan lograr las mencionadas profundidades, éstas podrán reducirse, disponiendo protecciones mecánicas suficientes, tales como las establecidas en el apartado canalizaciones entubadas. Por el contrario, deberán aumentarse cuando las condiciones que se establecen el en apartado condiciones

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Pliego de condiciones

generales para cruzamiento, proximidades y paralelismo de la presente instrucción así lo exijan. Para conseguir que el cable quede correctamente instalado sin haber recibido daño alguno, y que ofrezca seguridad frente a excavaciones hechas por terceros, en la instalación de los cables se seguirán las instrucciones descritas a continuación: El lecho de la zanja que va a recibir el cable será liso y estará libre de aristas vivas, cantos, piedras, etc. En el mismo se dispondrá una capa de arena de mina o de río lavada, de espesor mínimo 0,05 m sobre la que se colocará el cable. Por encima del cable irá otra capa de arena o tierra cribada de unos 0,10 m de espesor. Ambas capas cubrirán la anchura total de la zanja, la cual será suficiente para mantener 0,05 m entre los cables y las paredes laterales. Por encima de la arena todos los cables deberán tener una protección mecánica, como por ejemplo, losetas de hormigón, placas protectoras de plástico, ladrillos o rasillas colocadas transversalmente. Podrá admitirse el empleo de otras protecciones mecánicas equivalente. Se colocará también una cinta de señalización que advierta de la existencia del cable eléctrico de baja tensión. Su distancia mínima al suelo será de 0,10 m, y a la parte superior del cable de 0,25 m. Se admitirá también la colocación de placas con la doble misión de protección mecánica y de señalización.

9.2.11 Tendido de cables en tubos. Antes de comenzar el tendido del cable se estudiará el punto más apropiado para situar la bobina. La bobina estará siempre elevada y sujeta por un barrón y gatos de potencia apropiada al peso de la misma. Los cables deben ser siempre desenrollados con el mayor cuidado, evitando que sufran torsión, hagan bucles, etc., y teniendo siempre pendiente que el radio de curvatura del cable debe ser: superior a 20 veces su diámetro, durante su tendido, y superior a 10 veces su diámetro, una vez instalado.

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Pliego de condiciones

El cable se tenderá a mano, se unirá una cuerda a la extremidad del cable, con un dispositivo de malla, llamado calcetín, teniendo cuidado de que el esfuerzo de tracción sea lo más débil posible. Una vez pasados los cables se taparán los tubos perfectamente con cinta de yute o similar para evitar el arrastre de tierras, roedores, etc., por su interior. Serán conformes con las especificaciones del apartado Tubos en canalizaciones enterradas de la ITC-BT-21, anteriormente expuestas. No se instalará más de un circuito por tubo. Se evitarán, en lo posible, los cambios de dirección de los tubos. En los puntos donde se produzcan y para facilitar la manipulación de los cables, se dispondrán arquetas con tapa, registrables o no. Para facilitar el tendido de los cables, en los tramos rectos se instalarán arquetas intermedias, registrables, ciegas o simplemente calas de tiro, como máximo cada 40 m. Esta distancia podrá variarse de forma razonable, en función de derivaciones, cruces u otros condicionantes viarios. A la entrada en las arquetas, los tubos deberán quedar debidamente sellados en sus extremos para evitar la entrada de roedores y de agua.

9.2.12 Empalmes. No existirá ningún empalme del cable subterráneo en todo su recorrido.

9.2.13 Red equipotencial. Se realizará una conexión equipotencial entre las canalizaciones metálicas existentes y las masas de los aparatos y todos los demás elementos conductores accesibles, tales como marcos metálicos. El conductor que asegure esta protección deberá estar preferentemente soldado a las canalizaciones o a los otros elementos conductores, o si no, fijado solidariamente a los mismos por collares u otro tipo de sujeción apropiado a base de metales no férreos, estableciendo los contactos sobre partes metálicas sin pintura. Los conductores de protección de puesta a tierra, cuando existan, y de conexión equipotencial deben estar conectados entre sí. La sección mínima de este último estará de acuerdo con lo dispuesto en la Instrucción ITC-BT-19 para los conductores de protección.

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Pliego de condiciones

9.2.14 Instalación de puesta a tierra. Estará compuesta de toma de tierra, conductores de tierra, borne principal de tierra y conductores de protección. Se llevarán a cabo según lo especificado en la Instrucción ITC-BT-18. Naturaleza y secciones mínimas. Los materiales que aseguren la puesta a tierra serán tales que: El valor de la resistencia de puesta a tierra esté conforme con las normas de protección y de funcionamiento de la instalación, teniendo en cuenta los requisitos generales indicados en la ITC-BT-24 y los requisitos particulares de las Instrucciones Técnicas aplicables a cada instalación. Las corrientes de defecto a tierra y las corrientes de fuga puedan circular sin peligro, particularmente desde el punto de vista de solicitaciones térmicas, mecánicas y eléctricas. En todos los casos los conductores de protección que no formen parte de la canalización de alimentación serán de cobre con una sección al menos de: 2,5 mm² si disponen de protección mecánica y de 4 mm² si no disponen de ella. Las secciones de los conductores de protección, y de los conductores de tierra están definidas en la Instrucción ITC-BT-18. Tendido de los conductores. Los conductores de tierra enterrados tendidos en el suelo se considera que forman parte del electrodo. El recorrido de los conductores de la línea principal de tierra, sus derivaciones y los conductores de protección, será lo más corto posible y sin cambios bruscos de dirección. No estarán sometidos a esfuerzos mecánicos y estarán protegidos contra la corrosión y el desgaste mecánico. Conexiones de los conductores de los circuitos de tierra con las partes metálicas y masas y con los electrodos.

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Pliego de condiciones

Los conductores de los circuitos de tierra tendrán un buen contacto eléctrico tanto con las partes metálicas y masas que se desea poner a tierra como con el electrodo. A estos efectos, las conexiones deberán efectuarse por medio de piezas de empalme adecuadas, asegurando las superficies de contacto de forma que la conexión sea efectiva por medio de tornillos, elementos de compresión, remaches o soldadura de alto punto de fusión. Se prohibe el empleo de soldaduras de bajo punto de fusión tales como estaño, plata, etc. Los circuitos de puesta a tierra formarán una línea eléctricamente continua en la que no podrán incluirse en serie ni masas ni elementos metálicos cualquiera que sean éstos. La conexión de las masas y los elementos metálicos al circuito de puesta a tierra se efectuará siempre por medio del borne de puesta a tierra. Los contactos deben disponerse limpios, sin humedad y en forma tal que no sea fácil que la acción del tiempo destruya por efectos electroquímicos las conexiones efectuadas. Deberá preverse la instalación de un borne principal de tierra, al que irán unidos los conductores de tierra, de protección, de unión equipotencial principal y en caso de que fuesen necesarios, también los de puesta a tierra funcional.

9.3

Características técnicas de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red.

9.3.1 Características generales de diseño. Todos los módulos fotovoltaicos que integren la instalación serán del mismo modelo, o en el caso de modelos distintos, el diseño debe garantizar totalmente la compatibilidad entre ellos y la ausencia de efectos negativos en la instalación por dicha causa. En los casos excepcionales en que se utilicen módulos no cualificados, deberá justificarse debidamente y aportar documentación sobre las pruebas y ensayos a los que han sido sometidos En todo caso se deberán cumplir las normas vigentes de obligado cumplimiento.

9.3.2 Condiciones técnicas de carácter general. El funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red no deberá provocar en la red averías, disminuciones de las condiciones de seguridad ni alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que resulte aplicable. Asimismo, el 140


Pliego de condiciones

funcionamiento de estas instalaciones no podrá dar origen a condiciones peligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento y explotación de la red de distribución. En el caso de que la línea de distribución se quede desconectada de la red, bien sea por trabajos de mantenimiento requeridos por la empresa distribuidora o por haber actuado alguna protección de la línea, las instalaciones fotovoltaicas no deberán mantener tensión en la línea de distribución. En el circuito de generación hasta el equipo de medida no podrá intercalarse ningún elemento de generación distinto del fotovoltaico, ni de acumulación o de consumo. En el caso de que la instalación fotovoltaica se vea afectada por perturbaciones de la red de distribución se aplicará la normativa vigente sobre calidad del servicio.

9.3.3 Condiciones específicas de interconexión. Se podrán interconectar instalaciones fotovoltaicas en baja tensión siempre que la suma de sus potencias nominales no exceda de 100 kVA. La suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a una línea de baja tensión no podrá superar la mitad de la capacidad de transporte de dicha línea en el punto de conexión, definida como capacidad térmica de diseño de la línea en dicho punto. En el caso de que sea preciso realizar la conexión en un centro de transformación, la suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a ese centro no podrá superar la mitad de la capacidad de transformación instalada para ese nivel de tensión. Si la potencia nominal de la instalación fotovoltaica a conectar a la red de distribución es superior a 5 kW, la conexión de la instalación fotovoltaica a la red será trifásica. Dicha conexión se podrá realizar mediante uno o más inversores monofásicos de hasta 5 kW, a las diferentes fases, o directamente un inversor trifásico. En la conexión de una instalación fotovoltaica, la variación de tensión provocada por la conexión y desconexión de la instalación fotovoltaica no podrá ser superior al 5 por 100 El factor de potencia de la energía suministrada a la empresa distribuidora debe ser lo más próximo posible a la unidad. Las instalaciones fotovoltaicas conectadas en paralelo

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Pliego de condiciones

con la red deberán tomar las medidas necesarias para ello o, en su caso, llegar a un acuerdo sobre este aspecto con la empresa distribuidora.

9.3.4 Medidas y facturación. Cuando existan consumos eléctricos en el mismo emplazamiento que la instalación fotovoltaica, éstos se situarán en circuitos independientes de los circuitos eléctricos de dicha instalación fotovoltaica y de sus equipos de medida. La medida de tales consumos se realizará con equipos propios e independientes, que servirán de base para su facturación. El contador de salida tendrá capacidad de medir en ambos sentidos, y, en su defecto, se conectará entre el contador de salida y el interruptor general un contador de entrada. La energía eléctrica que el titular de la instalación facturará a la empresa distribuidora será la diferencia entre la energía eléctrica de salida menos la de entrada a la instalación fotovoltaica. En el caso de instalación de dos contadores no será necesario contrato de suministro para la instalación fotovoltaica. Todos los elementos integrantes del equipo de medida, tanto los de entrada como los de salida de energía, serán precintados por la empresa distribuidora. El instalador autorizado sólo podrá abrir los precintos con el consentimiento escrito de la empresa distribuidora. No obstante, en caso de peligro pueden retirarse los precintos sin consentimiento de la empresa eléctrica; siendo en este caso obligatorio informar a la empresa distribuidora con carácter inmediato. La colocación de los contadores y de los equipos de medida y en su caso de los dispositivos de conmutación horaria que se pudieran requerir y las condiciones de seguridad estarán de acuerdo a la MIE BT 015. Los puestos de los contadores se deberán señalizar de forma indeleble, de manera que la asignación a cada titular de la instalación quede patente sin lugar a confusión. Además, se indicará, para cada titular de la instalación, si se trata de un contador de entrada de energía procedente de la empresa distribuidora o de un contador de salida de energía de la instalación fotovoltaica. Los contadores se ajustarán a la normativa metrológica vigente y su precisión deberá ser como mínimo la correspondiente a la de clase de precisión 2, regulada por el Real Decreto 875/1984, de 28 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento para la aprobación de modelo y verificación primitiva de contadores de uso corriente (clase 2)

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Pliego de condiciones

en conexión directa, nueva, a tarifa simple o a tarifas múltiples, destinadas a la medida de la energía en corriente monofásica o polifásica de frecuencia 50 Hz. Cuando el titular de la instalación se acoja al modo de facturación que tiene en cuenta el precio final horario medio del mercado de producción de energía eléctrica, definido en el apartado 1 del artículo 24 del Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, serán de aplicación el Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, y sus disposiciones de desarrollo.

9.3.5 Protecciones. El sistema de protecciones deberá cumplir las exigencias previstas en la reglamentación vigente. Este cumplimiento deberá ser acreditado adecuadamente en la documentación relativa a las características de la instalación, incluyendo lo siguiente: 

Interruptor general manual, que será un interruptor magnetotérmico con intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión. Este interruptor será accesible a la empresa distribuidora en todo momento, con objeto de poder realizar la desconexión manual.

Interruptor automático diferencial, con el fin de proteger a las personas en el caso de derivación de algún elemento de la parte continua de la instalación.

Interruptor automático de la interconexión, para la desconexión-conexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, junto a un relé de enclavamiento.

Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz, respectivamente).

Estas protecciones podrán ser precintadas por la empresa distribuidora, tras las verificaciones pertinentes. El rearme del sistema de conmutación y, por tanto, de la conexión con la red de baja tensión de la instalación fotovoltaica será automático, una vez restablecida la tensión de red por la empresa distribuidora. Podrán integrarse en el equipo inversor las funciones de protección de máxima y mínima tensión y de máxima y mínima frecuencia y en tal caso las maniobras automáticas de desconexión-conexión serán realizadas por éste. En este caso sólo se precisará disponer 143


Pliego de condiciones

adicionalmente de las protecciones de interruptor general manual y de interruptor automático diferencial, si se cumplen las siguientes condiciones: 

Las funciones serán realizadas mediante un contactor cuyo rearme será automático, una vez se restablezcan las condiciones normales de suministro de la red.

El contactor, gobernado normalmente por el inversor, podrá ser activado manualmente.

El estado del contactor («on/off»), deberá señalizarse con claridad en el frontal del equipo, en un lugar destacado.

Mientras que, de acuerdo con la disposición final segunda del presente Real Decreto, no se hayan dictado las instrucciones técnicas por las que se establece el procedimiento para realizar las mencionadas pruebas, se aceptarán a todos los efectos los procedimientos establecidos y los certificados realizados por los propios fabricantes de los equipos. En caso de que las funciones de protección sean realizadas por un programa de «software» de control de operaciones, los precintos físicos serán sustituidos por certificaciones del fabricante del inversor, en las que se mencione explícitamente que dicho programa no es accesible para el usuario de la instalación.

9.3.6 Recepción y pruebas de la instalación fotovoltaica. El instalador entregará al usuario un documento-albarán en el que conste el suministro de componentes, materiales y manuales de uso y mantenimiento de la instalación. Este documento será firmado por duplicado por ambas partes, conservando cada una un ejemplar. Los manuales entregados al usuario estarán en alguna de las lenguas oficiales españolas para facilitar su correcta interpretación. Antes de la puesta en servicio de todos los elementos principales (módulos, inversores, contadores) éstos deberán haber superado las pruebas de funcionamiento en fábrica, de las que se levantará oportuna acta que se adjuntará con los certificados de calidad. Las pruebas a realizar por el instalador serán como mínimo las siguientes:

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Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas.

Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento.


Pliego de condiciones

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

Determinación de la potencia instalada, de acuerdo con el procedimiento descrito.

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

Entrega de toda la documentación requerida.

Retirada de obra de todo el material sobrante.

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

El instalador quedará obligado a la reparación de los fallos de funcionamiento que se puedan producir si se apreciase que su origen procede de defectos ocultos de diseño, construcción, materiales o montaje, comprometiéndose a subsanarlos sin cargo alguno. En cualquier caso, deberá atenerse a lo establecido en la legislación vigente en cuanto a vicios ocultos.

9.3.7 Otras medidas a adoptar. También es aconsejable disponer de las siguientes medidas: Pensar en la posibilidad de retirar el inversor para su reparación, para lo cual deben existir cajas de conexiones, interruptores o terminales clase II que cuando se retire el inversor no mantenga tensión ni en la parte de continua ni en la parte de la alterna. Esta misión la puede cumplir el interruptor frontera en la parte de alterna y un interruptor general o seccionador fusible o terminal clase II en la parte de continua. Pensar en la posibilidad de reparar o limpiar un módulo fotovoltaico cuando la tensión en la parte de continua es elevada (> 120 V). En este caso se deben disponer de interruptores intermedios en el campo fotovoltaico o terminales clase II para

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Pliego de condiciones

interconectar los módulos en serie, de manera que cuando se accede a un módulo la tensión máxima alcanzable sea menor de 48 V.

9.4

Pruebas reglamentarias.

Previamente a su puesta en servicio, las instalaciones eléctricas de baja tensión deberán ser verificadas por la empresa instaladora siguiendo la metodología de la norma UNE 20.460-661, a fin de comprobar la correcta ejecución y funcionamiento seguro de la misma. La verificación de las instalaciones eléctricas previa a su puesta en servicio comprende dos fases, una primera fase que no requiere efectuar medidas y que se denomina verificación por examen, y una segunda fase que requiere la utilización de equipos de medida específicos.

9.4.1 Verificación por examen. Se efectuará para el conjunto de la instalación, estando esta sin tensión. Está destinada a comprobar: 

Si el material eléctrico instalado

permanentemente es conforme con las

prescripciones establecidas en el proyecto. 

Si el material ha sido elegido e instalado correctamente conforme a las prescripciones del Reglamento y del fabricante del material.

Que el material no presenta ningún daño visible que pueda afectar a la seguridad.

En concreto, los aspectos cualitativos que este tipo de verificación debe tener en cuenta son los siguientes: 

La existencia de medidas de protección contra los choques eléctricos por contacto de partes bajo tensión o contactos directos como por ejemplo: el aislamiento de las partes activas, el empleo de envolventes, barreras, obstáculos o alejamiento de las partes activas.

La existencia de medidas de protección contra choques eléctricos derivados del fallo de aislamiento de las partes activas de la instalación, es decir, contactos indirectos. Dichas medidas pueden ser el uso de dispositivos de corte automático de la alimentación tales como interruptores de máxima corriente, fusibles o diferenciales, la utilización de equipos y materiales de clase II, disposición de paredes y techos aislantes o alternativamente de

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Pliego de condiciones

conexiones equipotenciales en locales que no utilicen conductores de protección. 

La existencia y el calibrado de los dispositivos de protección y señalización.

La presencia de barreras cortafuegos y otras disposiciones que impidan la propagación del fuego, así como protecciones contra efectos térmicos.

La utilización de materiales y medidas de protección apropiadas a las influencias

La existencia y disponibilidad de esquemas, advertencias e informaciones similares.

La identificación de circuitos, fusibles, interruptores, bornes, etc.

La correcta ejecución de las conexiones de los conductores

La accesibilidad para comodidad de funcionamiento y mantenimiento.

9.4.2 Verificaciones mediante medidas o ensayos. Se efectuarán las siguientes verificaciones descritas en la ITC BT 18 e ITC BT 19: 

Medida de continuidad de los conductores de protección

Medida de la resistencia de puesta a tierra

Medida de la resistencia de aislamiento de los conductores

Medida de la resistencia de aislamiento de suelos y paredes, cuando se utilice este sistema de protección

Adicionalmente, hay que considerar otras medidas y comprobaciones que son necesarias para garantizar que se han adoptado convenientemente los requisitos de protección contra choques eléctricos. Se realizarán unas o varias de las medidas indicadas a continuación, según el sistema de protección utilizado: 

Medida de las corrientes de fuga

Comprobación de la intensidad de disparo de los diferenciales

Medida de la impedancia de bucle

Comprobación de la secuencia de fases

A continuación se detallan las distintas verificaciones a realizar: Medida de la continuidad de los conductores de protección. Esta medición se efectúa mediante un ohmímetro que aplica una intensidad continua del orden de 200 mA con cambio de polaridad, y equipado con una fuente de tensión 147


Pliego de condiciones

continua capar de generar de 4 a 24 voltios de tensión continua en vacío. Los circuitos probados deben estar libres de tensión. Si la medida se efectúa a dos hilos es necesario descontar la resistencia de los cables de conexión del valor de resistencia medido. Comprobación de la puesta a tierra. Por la importancia que ofrece, desde el punto de vista de la seguridad cualquier instalación de toma de tierra, deberá ser obligatoriamente comprobada por el Director de la Obra o Instalador Autorizado en el momento de dar de alta la instalación para su puesta en marcha o en funcionamiento. Se dispondrá de al menos un punto de puesta a tierra accesible para poder realizar la medición de la puesta a tierra. En los lugares en que el terreno no sea favorable a la buena conservación de los electrodos, éstos y los conductores de enlace entre ellos hasta el punto de puesta a tierra, se pondrán al descubierto para su examen, al menos una vez cada cinco años. Se comprobará la medida de las resistencias de tierra, las tensiones de contacto y de paso, la separación de los circuitos de tierra y el estado y resistencia de los circuitos de tierra. Estas medidas se efectuarán con un telurómetro, que inyecta una intensidad de corriente alterna conocida, a una frecuencia superior a los 50 Hz, y mide la caída de tensión, de forma que el cociente entre la tensión medida y la corriente inyectada da el valor de la resistencia de puesta a tierra. Comprobación de la resistencia de aislamiento. Las instalaciones deberán presentar una resistencia de aislamiento al menos igual a los valores indicados en la tabla del apartado 2.9 de la ITC BT 19. El aislamiento se medirá de dos formas distintas: en primer lugar entre todos los conductores del circuito de alimentación (fases y neutro) unidos entre sí con respecto a tierra (aislamiento con respecto a tierra), y a continuación entre cada pareja de conductores activos.

148


Pliego de condiciones

La medida se efectuará con un generador de corriente continua capaz de suministrar las tensiones de ensayo, con una corriente de 1 mA para una carga igual a la mínima resistencia de aislamiento especificada para cada tensión (Megóhmetro). Durante la medida, los conductores, incluido el conductor neutro o compensador, estarán aislados de tierra, así como de la fuente de alimentación de energía a la cual están unidos habitualmente. Si las masas de los aparatos receptores están unidas al conductor neutro, se suprimirán estas conexiones durante la medida, restableciéndose una vez terminada ésta. Ensayo dieléctrico. Se comprobará la rigidez dieléctrica de la instalación según lo establecido en el apartado 2.9 de la ITC BT 19 La rigidez dieléctrica de la instalación será tal que, desconectados los aparatos de utilización (receptores), resista durante un minuto una prueba de tensión de 2U + 1.000 V. a frecuencia industrial, siendo “U” la tensión máxima de servicio expresada en Voltios y con un mínimo de 1.500 Voltios. Este ensayo se realizará para cada uno de los conductores incluido el neutro o compensador, con relación a tierra y entre conductores, salvo para aquellos materiales en los que se justifique que haya sido realizado dicho ensayo previamente por el fabricante. El ensayo dieléctrico se efectuará mediante un generador de corriente alterna de 50 Hz capaz de suministrar la tensión de ensayo requerida. Durante este ensayo los dispositivos de interrupción se pondrán en la posición de "cerrado" y los cortacircuitos instalados como en servicio normal. Este ensayo no se realizará en instalaciones correspondientes a locales que presenten riesgo de incendio o explosión. Las corrientes de fuga no serán superiores para el conjunto de la instalación o para cada uno de los circuitos en que ésta pueda dividirse a efectos de su protección, a la sensibilidad que presenten los interruptores diferenciales instalados como protección contra los contactos indirectos.

149


Pliego de condiciones

9.5

Condiciones de uso, mantenimiento y seguridad.

Como anexo al certificado de instalación que se entregue al titular de la instalación, la empresa instaladora deberá confeccionar unas instrucciones para el correcto uso y mantenimiento de la misma. Dichas instrucciones incluirán, en cualquier caso, como mínimo, un esquema unifilar de la instalación con las características técnicas fundamentales de los equipos y materiales eléctricos instalados, así como un croquis de su trazado. Cualquier odificación o ampliación requerirá la elaboración de un complemento a lo anterior, en la medida que sea necesario. Los titulares de las instalaciones deberán mantener en buen estado de funcionamiento sus instalaciones, utilizándolas de acuerdo con sus características y absteniéndose de intervenir en las mismas para modificarlas. Si son necesarias modificaciones, éstas deberán ser efectuadas por un instalador autorizado. Cada cinco años se comprobarán los dispositivos de protección contra cortocircuitos, contactos directos e indirectos, así como sus intensidades nominales en relación con la sección de los conductores que protegen. Personal técnicamente competente comprobará la instalación de toma de tierra en la época en que el terreno esté más seco, reparando inmediatamente los defectos que pudieran encontrarse.

9.6

Certificados y documentación.

Para aquellas instalaciones que, como la presente, necesiten aprobación previa del proyecto y una vez transcurrido el plazo legalmente establecido desde la presentación del mismo ante el Servicio Territorial de Industria correspondiente, se procederá a realizar la instalación. Una vez finalizada esta, el técnico director de la misma emitirá un certificado, visado por el Colegio Oficial correspondiente, en el que se hará constar que la instalación ya terminada se adecua al proyecto previamente presentado, con el fin de que el Servicio Territorial de Industria emita la autorización definitiva de la instalación. Al dorso de este certificado se hará una descripción de las variaciones de detalle realizadas sobre lo expr9.esado en el proyecto específico, se darán los resultados de las pruebas y reconocimientos efectuados, y se aportará la documentación técnica necesaria.

150


Pliego de condiciones

A la terminación de la instalación y realizadas las verificaciones pertinentes y, en su caso, la inspección inicial, el instalador autorizado ejecutor de la instalación emitirá un certificado de instalación, en el que se hará constar que la misma se ha realizado de conformidad con lo establecido en el Reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias y de acuerdo con la documentación técnica. En su caso, identificará y justificará las variaciones que en la ejecución se hayan producido con relación a lo previsto en dicha documentación. El certificado de instalación, junto con la documentación técnica y, en su caso, el certificado de dirección de obra y el de inspección inicial, deberá depositarse ante el órgano competente de la Comunidad Autónoma, con objeto de registrar la referida instalación, recibiendo las copias diligenciadas necesarias para la constancia de cada interesado y solicitud de suministro de energía. Las Administraciones competentes deberán facilitar que estas documentaciones puedan ser presentadas y registradas por procedimientos informáticos o telemáticos.

9.7

Libro de órdenes.

La dirección de la ejecución de los trabajos de instalación será llevada a cabo por un técnico competente, que deberá cumplimentar el Libro de Órdenes y Asistencia, en el que reseñará las incidencias, órdenes y asistencias que se produzcan en el desarrollo de la obra.

151


10. ESTUDIO BASICO DE SEGURIDAD Y SALUD. 10.1 Objeto del estudio Este estudio de Seguridad y Salud establece, durante la construcción de la obra, las previsiones respecto a prevención de riesgos y accidentes profesionales, así como servicios sanitarios comunes a los trabajadores. Servirá para dar unas directrices básicas a la/s empresa/s contratista/s para llevar a cabo sus obligaciones en el campo de la prevención de riesgos profesionales facilitando su desarrollo bajo el control del Coordinador en materia de Seguridad y Salud durante la ejecución de la obra, de acuerdo con el Real Decreto 1627 de 24 de Octubre de 1997 que establece las Disposiciones Mínimas en materia de Seguridad y Salud.

10.2 Características de la obra. 10.2.1 Generalidades. El presente Estudio de Seguridad y Salud se corresponde con el Proyecto de Ejecución de la instalación solar fotovoltaica sobre cubierta industrial de conexión a red, a partir de módulos fotovoltaicos. El proyecto queda perfectamente definido en la documentación anterior En el presente apartado se describen, en las distintas fases de ejecución de la obra, y las prevenciones de Seguridad y Salud a aplicar en cada caso.

10.2.2 Centros asistenciales más próximos. El centro de asistencia más próximo a la ejecución de la instalación es el Consultorio Médico de Jumilla y en mayor instancia, el Hospital Universitario Virgen de la Arrixaca de Murcia y el Hospital General Universitario de Albacete.

10.2.3 Accesos a al obra. El acceso a la obra se realizará por las zonas de paso establecidas donde se realice la instalación. No obstante existe circulación peatonal de paseo, circunstancia que hay que tener en cuenta. Se consideran las siguientes medidas de protección para cubrir el riesgo de las personas que transiten en las inmediaciones de la obra: 153


Estudio de seguridad y salud

Montaje de valla metálicas o elementos prefabricados separando la zona de obra.

Se colocarán barreras, barandillas, o medios alternativos para guiar a los trabajadores cuando estos deban cruzar o atravesar lugares peligrosos (riesgo de caída, líneas aéreas de energía eléctrica, proximidad a tuberías que transporten fluidos a alta presión o temperatura, productos químicos peligrosos o inflamables).

Las vías de circulación de los emplazamientos, tanto las situadas en el interior como en el exterior del emplazamiento (nave industrial) incluidas puertas, pasillos, escaleras, rampas se utilizarán conforme a su uso previsto.

En caso de peligro los trabajadores deberán poder evacuar todos los lugares de trabajo rápidamente y en condiciones de máxima seguridad. Previo a la iniciación de nuestros trabajos en la obra, y debido al paso de personal se acondicionarán los accesos señalizando y protegiendo convenientemente los mismos y el entorno de actuación con señalizaciones del tipo: 

Prohibido el paso de toda persona ajena a la obra

Prohibido fumar y encender fuego

Protección obligatoria de la cabeza

Protección obligatoria de los pies

Protección obligatoria de las manos

Protección individual obligatoria contra caídas

Riesgo de tropiezo

Riesgo de caídas a distinto nivel

10.2.4 Normas de seguridad aplicables a la obra. 

Ley 31/1.995 de 8 de noviembre, de Prevención de Riesgos Laborales.

Real Decreto 485/1.997 de 14 abril, sobre señalización de seguridad en el trabajo.

Real Decreto 486/1.997 de 14 abril, sobre seguridad y salud en los lugares de trabajo.

Real Decreto 487/1.997 de 14 abril, sobre manipulación de cargas.

Real Decreto 773/1.997 de 30 de mayo, sobre utilización de equipos de protección individual.

154


Real Decreto 39/1.997 de 17 de enero, Reglamento de los servicios de prevención.

Real Decreto 1215/1.997 de 18 julio, utilización de equipos de trabajo.

Real Decreto 1927/1.997 de 24 octubre, por el que se establecen disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción.

Estatuto de los Trabajadores (Ley 8/1.980, ley 32/1.984, ley 11/1994).

Ordenanza de Trabajo en la Construcción, Vidrio y Cerámica (O.M. 28-08-77, O.M. 4-07-77, O.M. 4-07-83, en los títulos no derogados).

10.3 Proceso de análisis de riesgo. En primer lugar se hará una relación de los posibles riesgos del proceso de instalación. A continuación se analizará cada fase, se evaluará y se propondrán unas medidas preventivas generales, unas colectivas aplicadas a cada riesgo para su anulación y unas individuales para aislar del riesgo a cada trabajador. Se distinguirán los siguientes apartados para cada fase de la obra: 

Descripción de trabajos.

Riesgos más frecuentes.

Normas preventivas de seguridad.

Protección de personas.

Protecciones colectivas.

La prevención sobre la utilización de máquinas y herramientas se desarrollará de acuerdo con los siguientes principios: 

Reglamentación oficial, se cumplirá lo indicado en el reglamento de máquinas (RD.1435/92). En la I.T.C. correspondientes y especificaciones del fabricante.

El uso de las máquinas estará limitado al personal preparado y autorizado para su manejo.

EPIS, (equipos de protección individual).

En cada fase se recomendarán las protecciones individuales e incluso se obligará el uso de acuerdo con el RD. 773/1997 de 30 de mayo, cuando las circunstancias de la obra lo requieran.

155


Estudio de seguridad y salud

Cada equipo de protección individual, que deberá estar homologado, está pensado para una determinada protección corporal, su uso correcto, deberá ser en cada momento el adecuado. Los posibles equipos de protección individual (EPIS) a usar en la obra son: 

Cascos

Gafas

Guantes determinados de acuerdo con el uso

Calzado de seguridad: botas de seguridad

Monos de trabajo

Cinturón de sujeción

Medios, maquinaria, herramientas y equipos de trabajo: 

Grúa autopropulsada

Retroexcavadora.

Andamios

Escaleras de tijera

Sierra circular de corte

Amoladoras o radiales

Taladros y atornilladores

10.4 Proceso de montaje de la instalación. 10.4.1 Proceso constructivo de la obra. El proceso constructivo de la obra se ajustará, en la medida de lo posible, a las partidas definidas y en ese orden establecido por el Ingeniero Técnico autor del Proyecto de ejecución.

10.4.2 Aplicaciones de seguridad en el proceso constructivo. 10.4.2.1 Replanteo. Consiste en el marcado de la posición que debe tener la estructura y los interfaces con la referencia de los planos diseñados. Por medio de marcas se señalaran las dimensiones del emplazamiento necesarias para la instalación dependiendo del tipo de estructura que deseemos instalar.

156


10.4.2.2 Acopio de materiales. El material se transportará en camiones hasta el lugar indicado. Las zonas previstas para la descarga deberán ser sólidos y estables teniendo en cuenta que: 

El número de trabajadores que los ocupen.

Las cargas máximas que, en su caso, puedan tener que soportar, así como su distribución.

Los factores externos que pudieran afectarles.

El acopio de materiales será estable, evitando derrames o vuelcos y siempre que sea posible sin que su altura supere los 1,50 m. Cuando la altura definida anteriormente deba ser superior, se adoptarán las medidas necesarias para evitar el vuelco del material, ataduras, calzos, análisis de la distribución y asentamiento del material. En los acopios se tendrá en cuenta la resistencia de la base en la que se asientan, en función del peso de material a acopiar. Para el acopio de materiales voluminosos, capaces de rodar, (tubos, bobinas de cables, etc) será obligatorio utilizar calzos.

10.4.2.3 Armado de la estructura en el suelo. Se llevará a cabo en el suelo el montaje de la estructura metálica que conformará la bancada sobre la que irán instalados los paneles. Antes de iniciar los trabajos, se habrán realizado las instalaciones higiénicas provisionales, así como la instalación de los medios de elevación y transporte preciso para iniciar las tareas. Los trabajos de instalación de la estructura serán todos a mismo nivel, no será necesaria la instalación de andamios o escaleras. Riesgos más frecuentes. 

Atrapamiento por los medios de elevación y transporte.

Caída de personas a mismo nivel.

Caída de objetos sobre las personas.

Caída de personas a distinto nivel.

Golpes contra objetos.

Cortes por el manejo de objetos y herramientas manuales.

Cortes por utilización de máquinas-herramientas.

Sobreesfuerzos por posturas obligadas. 157


Estudio de seguridad y salud

Partículas en los ojos.

Electrocución.

Caída de objetos.

Atropellos causados por la maquinaria.

Los derivados del uso de medios auxiliares.

Normas preventivas de seguridad. 

Las maniobras de montaje de la estructura soporte de los módulos solares serán dirigidas por un capataz que vigilará que no se realicen maniobras inseguras.

Todas las zonas en las que haya que trabajar estarán suficientemente iluminadas.

Las zonas de trabajo serán limpiadas de escombro (cascotes de ladrillo, ferralla, cables) periódicamente, para evitar las acumulaciones innecesarias.

La estructura paletizada transportada con grúa, se gobernará mediante cabos amarrados a la base de la plataforma de elevación. Nunca directamente con las manos, en prevención de golpes, atrapamiento o caídas al vacío por péndulo de la carga.

Protección personal. 

Casco de polietileno (preferiblemente con barbuquejo)

Guantes de cuero.

Botas de seguridad.

Botas de goma con puntera reforzada.

Ropa de trabajo.

Trajes para tiempo lluvioso.

Gafas antiimpactos.

Cinturón de seguridad.

Protección colectiva. 

158

Señalizar y vallar la zona de trabajo.


10.4.2.4 zado de la estructura. Una vez terminado el montaje de la estructura metálica que conforma la bancada se procederá al izado de dicha estructura y para su posterior unión a la cubierta de la nave. Antes de iniciar los trabajos, se habrán realizado las instalaciones higiénicas provisionales, así como la instalación de los medios de elevación y transporte preciso para iniciar las tareas. Los trabajos de instalación de la estructura serán todos a mismo nivel, no será necesaria la instalación de andamios o escaleras. Riesgos más frecuentes. 

Atrapamiento por los medios de elevación y transporte.

Caída de personas a mismo nivel.

Caída de objetos sobre las personas.

Caída de personas a distinto nivel.

Golpes contra objetos.

Cortes por el manejo de objetos y herramientas manuales.

Cortes por utilización de máquinas-herramientas.

Sobreesfuerzos por posturas obligadas.

Partículas en los ojos.

Electrocución.

Caída de objetos.

Atropellos causados por la maquinaria.

Los derivados del uso de medios auxiliares.

Normas preventivas de seguridad. 

Las maniobras de montaje de la estructura soporte de los módulos solares serán dirigidas por un capataz que vigilará que no se realicen maniobras inseguras.

Todas las zonas en las que haya que trabajar estarán suficientemente iluminadas.

159


Estudio de seguridad y salud

Las zonas de trabajo serán limpiadas de escombro (cascotes de ladrillo, ferralla, cables) periódicamente, para evitar las acumulaciones innecesarias.

La estructura transportada con grúa o máquina elevadora, se gobernará mediante cabos amarrados a la base de la plataforma de elevación. Nunca directamente con las manos, en prevención de golpes, atrapamiento o caídas al vacío por péndulo de la carga.

Protección personal. 

Casco de polietileno (preferiblemente con barbuquejo)

Guantes de cuero.

Botas de seguridad.

Botas de goma con puntera reforzada.

Ropa de trabajo.

Trajes para tiempo lluvioso.

Gafas antiimpactos.

Cinturón de seguridad.

Protección colectiva. 

Señalizar y vallar la zona de trabajo.

10.4.2.5 Instalación de los módulos fotovoltaicos. Para estos trabajos se utilizará una grúa o máquina elevadora para el acopio de los paneles solares fotovoltaicos. El trabajo de la instalación/colocación de los módulos fotovoltaicos, consistirá en el ensamblaje de las placas a la estructura soporte de las mismas. Riesgos más frecuentes.

160

Atrapamiento por los medios de elevación y transporte.

Caída de personas a mismo nivel.

Caída de objetos sobre las personas.

Caída de personas a distinto nivel.

Golpes contra objetos.

Cortes por el manejo de objetos y herramientas manuales.

Cortes por utilización de máquinas-herramientas.


Sobreesfuerzos por posturas obligadas.

Partículas en los ojos.

Electrocución.

Caída de objetos.

Atropellos causados por la maquinaria.

Los derivados del uso de medios auxiliares.

Normas preventivas de seguridad. 

El equipo encargado de la instalación de los módulos solares será especialista en este trabajo.

Todas las zonas en las que haya que trabajar estarán suficientemente iluminadas.

Los módulos conforme se izan se colocan, no se va a realizar un acopio de material excesivo sobre la cubierta, con el fin de no sobrecargar una zona de la misma.

Protección de personas. 

Casco de polietileno

Guantes de cuero impermeabilizados.

Botas de goma o P.V.C. de seguridad.

Ropa de trabajo.

Trajes impermeables para tiempo lluvioso.

Cinturón de seguridad.

Protecciones colectivas. 

Organización y señalización.

Iluminación de la zona de trabajo.

10.4.3 Instalación de la red eléctrica de Baja Tensión. 10.4.3.1 Instalación. La instalación de los cables conductores, canalizaciones eléctricas y equipos eléctricos de baja tensión se hará como se ha indicado en el proyecto de ejecución y cumplirá la legislación vigente.

161


Estudio de seguridad y salud

Riesgos más frecuentes. 

Caídas al mismo nivel.

Atrapamiento y golpes por los medios de apertura y cierre de zanjas.

Caídas a distinto nivel.

Cortes en las manos por objetos y herramientas.

Electrocución.

Pisadas sobre objetos punzantes o materiales.

Atropellos causados por la maquinaria.

Sobreesfuerzos.

Normas preventivas de seguridad. 

Los trabajos en tensión se realizarán siguiendo las cinco reglas de oro: –

Abrir, con corte visible, todas las fuentes de tensión, mediante interruptores y seccionadores.

Enclavamiento o bloqueo, si es posible, de los aparatos de corte.

Reconocimiento de la ausencia de tensión.

Poner a tierra y en cortocircuito todas las posibles fuentes de tensión.

Delimitación / Señalización de la zona de trabajo.

Protección de personas. 

Casco de polietileno para los desplazamientos por la obra.

Guantes de cuero.

Botas de seguridad.

Ropa de trabajo.

Cinturón de seguridad.

Guantes de nivel de aislamiento mínimo frente al contacto eléctrico de 1kV.

Protecciones colectivas. 

Iluminación de los tajos.

Organización del tráfico y señalización.

Perfecto estado de seguridad de las máquinas herramientas.

Mantenimiento y reposición de protecciones.

10.4.3.2 Excavación y hormigonado.

162


Excavación y hormigonado de las zanjas de las Líneas Subterráneas de Baja Tensión, en concreto de la Derivación Individual. La apertura y cierre de las zanjas se realizarán mediante una retroexcavadora. Riesgos más frecuentes. 

Atrapamiento por los medios de elevación y transporte.

Caída de personas a mismo nivel.

Caída de objetos sobre las personas.

Golpes contra objetos.

Sobreesfuerzos por posturas obligadas.

Caída de objetos.

Atropellos causados por la maquinaria.

Desprendimientos.

Enfermedades cutáneas.

Contacto eléctrico.

Proyección de objetos.

Normas preventivas de seguridad. 

Acondicionamiento de la zona de ubicación, anclaje correcto de las máquinas.

Prohibición de maniobra de máquinas pesadas o que produzcan vibraciones en las cercanías del pozo de la cimentación.

Controlar vertido de hormigón.

Las maniobras de excavación y hormigonado se realizarán mediante vehículos autorizados por el jefe de obra, y serán dirigidas por un capataz que vigilará que no se realicen maniobras inseguras.

Se prohíbe utilizar los flejes de los paquetes como asideros de carga.

Se prohíbe la permanencia de operarios en la zona de acción de la retroexcavadora.

Se mantendrán limpios de cascotes y recortes los lugares de trabajo. Se limpiarán conforme se avance, apilando el escombro para su vertido por las trompas, para evitar el riesgo de pisadas sobre objetos.

Protección personal. 

Botas de seguridad.

163


Estudio de seguridad y salud

Ropa de trabajo.

Cinturón de seguridad.

Casco de polietileno con pantalla facial.

Gafas de seguridad antiproyecciones.

Fajas de protección lumbar.

Ropa de trabajo.

Guantes de cuero.

Guantes

Protección colectiva. 

Selección del personal adecuado, información del mismo y desplazamiento del puesto en caso de aparición de lesiones.

Se señalizará y protegerá la zanja mediante vallas, cintas delimitadoras, etc., en toda su extensión.

Se colocarán los pasos con sus correspondientes vallas laterales en las zonas de tránsito peatonal.

Se señalizarán los accesos naturales de obra, prohibiéndose el paso a toda persona ajena a la misma, colocándose los cerramientos necesarios.

Cuando así se requiera se colocarán las debidas señales de tráfico.

Por la noche deberá señalizarse la zona de trabajo con luces rojas, con separación entre ellas menor de 10 m.

10.4.4 Instalación provisional contra incendios durante la ejecución. Los medios de extinción serán extintores portátiles de polvo polivalente por adaptarse a los tipos de fuego A, B y C. Los caminos de evacuación estarán libres de obstáculos, de aquí la importancia del orden y limpieza en todos los trabajos. Existirá la adecuada señalización, indicando los lugares de prohibición de fumar, situación del extintor, camino de evacuación. Asimismo los caminos de evacuación deberán estar suficientemente iluminados debiendo disponer de alumbrado de emergencia.

164


10.5 Maquinaria y herramientas. 10.5.1 Maquinaria de elevación. Se utilizará una grúa autopropulsada para la colocación de la estructura y los módulos fotovoltaicos. Riesgos más frecuentes. 

Vuelco de la grúa autopropulsada.

Caída a distinto nivel.

Atrapamientos.

Golpes.

Sobreesfuerzos.

Contacto con la energía eléctrica.

Atropellos de personas.

Derrame o desplome de la carga durante el transporte.

Caídas al subir o bajar de la cabina.

Normas preventivas de seguridad. 

La grúa autopropulsada a utilizar en esta obra, tendrá al día el libro de mantenimiento, en prevención de los riesgos por fallo mecánico.

El gancho (o el doble gancho), de la grúa autopropulsada estará dotado de pestillo (o pestillos) de seguridad, en prevención de riesgos por desprendimiento de la carga.

El vigilante de seguridad comprobará el correcto apoyo de los gatos estabilizadores antes de entrar en servicio la grúa autopropulsada.

Se dispondrá en obra de una partida de tablones de 9 cm de espesor (o placas de palastro) para ser utilizadas como plataforma de reparto de cargas de los gatos estabilizadores en el caso de tener que fundamentar sobre terrenos blandos.

Las maniobras de carga (o de descarga) estarán siempre guiadas por un especialista, en previsión de los riesgos por maniobras incorrectas.

Se prohíbe expresamente, sobrepasar la carga máxima admitida por el fabricante de la grúa autopropulsada, en función de la longitud en servicio del brazo.

165


Estudio de seguridad y salud

Se prohíbe utilizar la grúa autopropulsada para arrastrar las cargas, por ser una maniobra insegura.

Se prohíbe permanecer o realizar trabajos en un radio de 5 m (como norma general), en torno a la grúa autopropulsada en prevención de accidentes.

Protección de personas. 

Casco de polietileno.

Ropa de trabajo.

Ropa de abrigo.

Botas de seguridad.

Guantes impermeables (mantenimiento).

Cinturón de seguridad.

Calzado antideslizante con puntera reforzada.

Protecciones colectivas. 

En el vial donde la grúa se posicione se cerrara el transito, y será señalizada convenientemente.

10.5.2 Retroexcavadora. Se utilizará una retroexcavadora para la apertura y cierre de la zanja de las canalizaciones eléctricas (Derivación Individual). Riesgos más frecuentes. 

Vuelco de la retroexcavadora.

Caída a distinto nivel.

Atrapamientos.

Golpes.

Sobreesfuerzos.

Contacto con la energía eléctrica.

Atropellos de personas.

Derrame o desplome de la carga durante el transporte.

Caídas al subir o bajar de la cabina.

Normas preventivas de seguridad.

166


La retroexcavadora a utilizar en esta obra, tendrá al día el libro de mantenimiento, en prevención de los riesgos por fallo mecánico.

Tanto el cazo de recogida de tierra como el martillo percutor se encontrarán en perfecto estado, sin pérdidas hidráulicas en los manguitos de alimentación.

El vigilante de seguridad comprobará el correcto apoyo de los gatos estabilizadores antes de entrar en servicio la retroexcavadora.

Se dispondrá en obra de una partida de tablones de 9 cm de espesor (o placas de palastro) para ser utilizadas como plataforma de reparto de cargas de los gatos estabilizadores en el caso de tener que fundamentar sobre terrenos blandos.

Las maniobras de la retroexcavadora estarán siempre guiadas por un especialista, en previsión de los riesgos por maniobras incorrectas.

Se prohíbe expresamente, sobrepasar la carga máxima admitida por el fabricante.

El conductor tendrá la carga siempre a la vista. Si esto no fuera posible, las maniobras estarán expresamente dirigidas por un señalista.

Se prohíbe utilizar la retroexcavadora para arrastrar las cargas, por ser una maniobra insegura.

Se prohíbe permanecer o realizar trabajos en un radio de 5 m (como norma general), en torno a la retroexcavadora en prevención de accidentes.

Protección de personas. 

Casco de polietileno.

Ropa de trabajo.

Ropa de abrigo.

Botas de seguridad.

Guantes impermeables (mantenimiento).

Cinturón de seguridad.

Protecciones colectivas. 

En el vial donde la retroexcavadora se posicione se cerrara el transito, y será señalizada convenientemente.

Todas las zanjas permanecerán convenientemente valizadas hasta la reposición de la tierra desalojada.

167


Estudio de seguridad y salud

10.5.3 Máquinas herramientas. Sierra de mesa. Esta máquina será utilizada en los cortes de tubos protectores y perfilería metálica. Riesgos más frecuentes. 

Cortes.

Golpes por objetos.

Atrapamientos

Proyección de partículas de polvo.

Emisión de polvo.

Contacto con la energía eléctrica.

Normas preventivas de seguridad. 

Las sierras estarán dotadas de los siguientes elementos de protección: –

Carcasa de cubrición del disco.

Cuchillo divisor de corte.

Empujador de la pieza a cortar y guía.

Carcasa de protección de las transmisiones por poleas.

Toma de tierra.

El mantenimiento de las mesas de sierra, será realizado por personal especializado para tal menester, en prevención de los riesgos por impericia.

La alimentación eléctrica de las sierras de disco se realizará mediante mangueras antihumedad, dotadas de clavijas estancas.

Al personal autorizado para el manejo de la sierra de disco, se le entregará la siguiente normativa de actuación.

168

Casco de polietileno.

Gafas de seguridad antiproyecciones.

Mascarilla antipolvo con filtro mecánico recambiable.

Ropa de trabajo.

Botas de seguridad.

Guantes de cuero.


Maquinas herramientas en general. En este aparato se consideran globalmente los riesgos de prevención apropiados para la utilización de pequeñas herramientas accionadas por energía eléctrica como, taladros, rozadoras, cepilladoras metálicas, sierras, etc., de una forma muy genérica. Riesgos más frecuentes. 

Cortes.

Quemaduras.

Golpes.

Proyección de fragmentos.

Caída de objetos.

Contacto con la energía eléctrica.

Vibraciones.

Ruido.

Normas preventivas de seguridad. 

Las

máquinas-herramientas

eléctricas

a

utilizar

estarán

protegidas

eléctricamente mediante doble aislamiento. 

Los motores eléctricos de las máquinas-herramientas estarán protegidos por la carcasa y resguardos propios de cada aparato, para evitar los riegos de atrapamiento, o de contacto con la energía eléctrica.

Las máquinas-herramientas con capacidad de corte, tendrán el disco protegido mediante una carcasa antiproyecciones.

Se prohíbe el uso de máquinas-herramientas al personal no autorizado para evitar accidentes por impericia.

Se prohíbe dejar las herramientas eléctricas de corte o taladro, abandonadas en el suelo, o en marcha aunque sea con movimiento residual en evitación de accidentes.

Protección de personas. 

Guantes.

Botas de seguridad.

Gafas de seguridad antiproyecciones.

Protectores auditivos. 169


Estudio de seguridad y salud

Mascarillas filtrantes.

Ropa de trabajo.

Herramientas manuales. Riesgos más frecuentes. 

Golpes en las manos y los pies.

Cortes en las manos.

Proyección de partículas.

Caídas al mismo nivel.

Caídas a distinto nivel.

Normas preventivas de seguridad. 

Las herramientas manuales se utilizarán en aquellas tareas para las que han sido concebidas.

Antes de su uso se revisarán, desechándose las que no se encuentren en buen estado de conservación.

Se mantendrán limpias de aceites, grasas y otras sustancias deslizantes.

Para

evitar

caídas,

cortes

o

riesgos

análogos,

se

colocarán

en

portaherramientas o estantes adecuados. 

Durante su uso, se evitará su depósito arbitrario por los suelos.

Los trabajadores recibirán instrucciones concretas sobre el uso correcto de las herramientas que hayan de utilizar.

Protección de personas.

170

Botas de seguridad.

Guantes de cuero o P.V.C.

Ropa de trabajo.

Gafas contra proyección de partículas.


10.6 Botiquín. Además de las medidas preventivas que se han señalado anteriormente, en obra se tendrá siempre disponible un botiquín con los siguientes elementos: 

Vendas.

Tijeras.

Pinzas.

Goma torniquete.

Esparadrapo.

Gasas.

Tiritas.

Algodón o gasas.

Pomada desinfectante.

Alcohol y agua oxigenada.

Betadine.

Manual de primeros auxilios

171


ANEXO I: HOJA DE CARACTERÍSTICAS


FUSIBLES CILÍNDRICOS PARA INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CYLINDRICAL FUSE-LINKS FOR PHOTOVOLTAIC INSTALLATIONS

PV

DF, S.A C/. Silici, 67-69 08940 CORNELLA DEL LLOBREGAT BARCELONA (SPAIN) www.df-sa.es Telf.: +34-93 377 85 85 Fax: +34-93 377 82 82

ISO9001

Proyecto "Instalación solar fotovoltaica sobre cubierta industrial de conexión a red"  

Proyecto "Instalación solar fotovoltaica sobre cubierta industrial de conexión a red" Manuel Lucas García - Ing.Tec. Telecomunicaciones

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