Electrificación de un polideportivo con instalación fotovoltaica en su tejado conectada a la red eléctrica

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1 Electrificación de un polideportivo con instalación fotovoltaica en su tejado conectada a la red eléctrica TITULACIÓ: ENGINYERIA TÈCNICA INDUSTRIAL - ELECTRICITAT - AUTOR: Carlos Vives Antolí DIRECTOR: Lluís Guasch Pesquer DATA: Desembre / 2010.

2 ÍNDICE GENERAL Electrificación de un polideportivo con instalación fotovoltaica en su tejado conectada a la red eléctrica Documento Nº 1 : ÍNDICE GENERAL AUTOR: Carlos Vives Antolí DIRECTOR: Lluís Guasch Pesquer 2/15

3 ÍNDICE GENERAL MEMORIA (2/8) 0. IDENTIFICACIÓN DEL PROYECTO Objeto del proyecto Alcance del proyecto Normas y referencias Disposiciones legales y normas aplicadas Bibliografía Programas de cálculo Plan de gestión de la calidad aplicado durante la redacción del proyecto Otras referencias Definiciones y abreviaturas Requisitos de diseño Emplazamiento Características del pabellón polideportivo Suministro Requisitos lumínicos Requisitos eléctricos Canalizaciones Conductores Subcuadro de mando y protección Requisitos instalación Fotovoltaica Conductores Inversor Protecciones y puesta a tierra Instalación de Baja Tensión Armónicos Conexión a red /15

4 ÍNDICE GENERAL 7. Análisis de soluciones Instalación fotovoltaica Potencia Módulos Fotovoltaicos Módulos fotovoltaicos estudiados Número de módulos instalados en la cubierta Número de módulos instalados con inclinación de la cubierta Número de módulos instalados con inclinación óptima Resumen final de opción elegida Iluminación Luminarias interiores Luminarias estudiadas Pruebas con las luminarias estudiadas Pista polideportiva Resultados finales Instalación Fotovoltaica Módulo Fotovoltaico Sistema de fijación y soporte Sistema de montaje elegido Sistema de conexión DC Interconexión de los 2 inversores Instalación eléctrica Cableado Protecciones de la parte AC del inversor Equipos de medida Conexión a la red de distribución BT /15

5 ÍNDICE GENERAL 8.2. Instalación de alumbrado Previsión de cargas Suministro eléctrico Potencia instalada Acometida Instalación de enlace Caja General Protección Caja general de protección y medida (CGP) Derivación individual Canalizaciones Derivación Individual Caja para Interruptor de Control de Potencia Líneas interiores Conductores Medidas de protección Cuadros eléctricos Subcuadro de alumbrado Sala Adjunta Luminaria pista polideportiva Canalización líneas de alumbrado pista polideportiva Cajas de derivación Puesta a tierra Uniones a tierra Tomas a tierra Conductores de tierra Bornes de puesta a tierra Conductores de protección Revisión de las tomas de tierra /15

6 ÍNDICE GENERAL 9. Planificación Orden de prioridad de los documentos básicos /15

7 ÍNDICE GENERAL ANEXO DE CÁLCULO (3/8) 1. Documentación de partida Cálculos Cálculo de las pérdidas por posición y sombras Orientación e inclinación Pérdidas por sombras alejadas Cálculo de la distancia mínima entre paneles Cálculo producción fotovoltaica mediante programa PVGIS Localización Estimación de la PF mediante el programa PVGIS Producción Fotovoltaica con Inclinación 14 º Producción Fotovoltaica con Inclinación 36 º Resumen cálculos obtenidos mediante el simulador PVGIS Justificación promedio producción fotovoltaica Justificación económica Conclusión opción elegida Dimensionado del inversor y generador FV Cálculo de la potencia Número mínimo de módulos por ramal Número máximo de módulos por ramal Número de ramales en paralelo Comprobación de cálculos mediante programa Ingecon Sun Planner Distribución final del sistema FV diseñado Cálculo diseño y dimensionado del cable Cálculo Iluminación Pista Polideportiva Análisis de iluminación Resumen estudio lumínico Cálculos analíticos luminarias /15

8 ÍNDICE GENERAL Documentación de partida Cálculo analítico lumínico Cálculo secciones Formulas aplicadas Calculo de la acometida Cálculo de la Derivación Individual Calculo de la Línea Subcuadro Demanda de potencias subcuadro alumbrado Pista Polideportiva Demanda de potencias subcuadro Sala Adjunta Resumen cálculos sección Acometida, D.I. y Líneas Subcuadro Cálculo sección alumbrado Pista polideportiva Cálculo de la toma de tierra Otros documentos Procedimientos administrativos Procedimiento administrativo para la realización de una instalación Condiciones técnicas para la interconexión Solicitudes administrativas /15

9 ÍNDICE GENERAL PLANOS (4/8) 1. Situación Vista de Peñarroya de Tastavins (Teruel) Emplazamiento Planta Cubierta Pabellón Polideportivo Planta Posterior Pabellón Polideportivo Alzado Cubierta Pabellón Polideportivo Alzado Cubierta Pabellón Polideportivo con módulos fotovoltaicos Alzado Cubierta Pabellón Polideportivo con lámparas Cabana Número de módulos fotovoltaicos 85 W con inclinación 14 º Número de módulos fotovoltaicos 85 W con inclinación 36 º Número de módulos fotovoltaicos 175 W con inclinación 14 º Número de módulos fotovoltaicos 175 W con inclinación 36 º Número de módulos fotovoltaicos 200 W con inclinación 14 º Número de módulos fotovoltaicos 200 W con inclinación 36 º Número de módulos fotovoltaicos 195 W con inclinación 14 º Número de módulos fotovoltaicos 195 W con inclinación 36 º Número de módulos fotovoltaicos 215 W con inclinación 14 º Número de módulos fotovoltaicos 215 W con inclinación 36 º Planta Posterior Pabellón Polideportivo con cajas de derivación opción elegida Planta Posterior Pabellón Polideportivo con lámparas Cabana 250 W Sala Adjunta con instalación eléctrica Sala Adjunta con inversores y contador multifunción Planta con conexiones de módulos fotovoltaicos hasta Caja Max Connect /15

10 ÍNDICE GENERAL 24. Esquema de conexión de los módulos fotovoltaicos 200 W -opción elegida Esquema de conexión del Subgrupo de módulos fotovoltaicos hasta el Inversor Esquema unifilar Subgrupo número 1 hasta Inversor número Esquema unifilar Subgrupo número 2 hasta Inversor número Esquema red trifásica y equipos de medida Esquema interconexionado Inverores 1 y Esquema unifilar Subgrupo instalación eléctrica Pabellón Polideportivo /15

11 ÍNDICE GENERAL PLIEGO DE CONDICIONES (5/8) 1. Naturaleza y objeto Documentación del contrato de obra Condiciones facultativas Delimitación general de funciones técnicas Obligaciones y derechos generales del contratista Prescripciones generales relativas a los trabajadores y a los materiales Condiciones económicas Abono de la obra Precios Revisión de precios Penalizaciones Contrato Responsabilidades Rescisión de contrato Liquidación en caso de rescisión del contrato Condiciones técnicas Condiciones generales Disposiciones vigentes Generalidades Sistemas generadores fotovoltaicos Estructura soporte Canalizaciones Equipo de medición Inversores Cableado Designación de los de los cables de energía de baja tensión. Cables eléctricos de tensión asignada hasta 450/750 V /15

12 ÍNDICE GENERAL Designación de los cables de energía de baja tensión.cables eléctricos de tensión asignada 0,6/1 kv Colores de los cableados Conexión a red Medidas Protecciones Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas Armónicos y compatibilidad electromagnética Recepción y pruebas /15

13 ÍNDICE GENERAL MEDICIONES (6/8) 1. Estado de Mediciones Capítulo 1 Instalación Campo fotovoltaico Capítulo 2 - Instalación eléctrica alumbrado Pista Polideportiva Capítulo 3 Instalación en Baja Tensión Capítulo 4 Diversos /15

14 ÍNDICE GENERAL PRESUPUESTO (7/8) 1. Precios Unitarios Capítulo 1 Instalación Campo fotovoltaico Capítulo 2 - Instalación eléctrica alumbrado Pista Polideportiva Capítulo 3 Instalación en Baja Tensión Capítulo 4 Diversos Precios Descompuestos Capítulo 1 Instalación Campo fotovoltaico Capítulo 2 - Instalación eléctrica alumbrado Pista Polideportiva Capítulo 3 Instalación en Baja Tensión Capítulo 4 Diversos Presupuesto Capítulo 1 Instalación Campo fotovoltaico Capítulo 2 - Instalación eléctrica alumbrado Pista Polideportiva Capítulo 3 Instalación en Baja Tensión Capítulo 4 Diversos Resumen Presupuesto Final /15

15 ÍNDICE GENERAL ESTUDIO BÁSICO DE SEGURIDAD Y SALUD (8/8) 1. Objeto del presente estudio básico Objeto del presente estudio básico de seguridad y salud Establecimiento posterior de un plan de seguridad y salud en la obra Estudio básico de seguridad y salud Número de trabajadores Relación resumida de los trabajos a realizar Fases de obra con identificación de riesgos Relación de medios humanos y técnicos previstos con identificación de riesgos Maquinaria Medios de transporte Medios auxiliares Herramientas Tipos de energía Materiales Mano de obra y medios humanos Medidas en la prevención de riesgos Protecciones colectivas Equipos de protección individual Obligaciones del empresario en materia formativa antes de iniciar los trabajos Mantenimiento preventivo Legislación afectada /15

16 MEMORIA Electrificación de un polideportivo con instalación fotovoltaica en su tejado conectada a la red eléctrica Documento Nº 2: MEMORIA AUTOR: Carlos Vives Antolí DIRECTOR: Lluís Guasch Pesquer 1/86

17 MEMORIA 0. IDENTIFICACIÓN DEL PROYECTO: Título del proyecto: Electrificación de un polideportivo con instalación fotovoltaica en su tejado conectada a la red eléctrica. Emplazamiento del proyecto: C/Desideri Lombarte s/nº Polideportivo Municipal de Peñarroya Peñarroya de Tastavins (Teruel) Proyecto encargado por: Ayuntamiento Peñarroya de Tastavins C/Ayuntamiento nº Peñarroya de Tastavins (Teruel) Proyecto redactado por: Carlos Daniel Vives Antolí N.I.F.: L Nº colegiado: Pin i soler, 38, 1º, 4ª Tarragona Tarragona Diciembre del /86

18 MEMORIA MEMORIA (2/8) 0. IDENTIFICACIÓN DEL PROYECTO Objeto del proyecto Alcance del proyecto Antecedentes Normas y referencias Disposiciones legales y normas aplicadas Bibliografía Programas de cálculo Plan de gestión de la calidad aplicado durante la redacción del proyecto Otras referencias Definiciones y abreviaturas Requisitos de diseño Emplazamiento Características del pabellón polideportivo Suministro Requisitos lumínicos Requisitos eléctricos Canalizaciones Conductores Subcuadro de mando y protección Requisitos instalación Fotovoltaica Conductores Inversor Protecciones y puesta a tierra Instalación de Baja Tensión Armónicos Conexión a red /86

19 MEMORIA 7. Análisis de soluciones Instalación fotovoltaica Potencia Módulos Fotovoltaicos Módulos fotovoltaicos estudiados Número de módulos instalados en la cubierta Número de módulos instalados con inclinación de la cubierta Número de módulos instalados con inclinación óptima Resumen final de opción elegida Iluminación Luminarias interiores Luminarias estudiadas Pruebas con las luminarias estudiadas Pista polideportiva Resultados finales Instalación Fotovoltaica Módulo Fotovoltaico Sistema de fijación y soporte Sistema de montaje elegido Sistema de conexión DC Interconexión de los 2 inversores Instalación eléctrica Cableado Protecciones de la parte AC del inversor Equipos de medida Conexión a la red de distribución BT /86

20 MEMORIA 8.2. Instalación de alumbrado Previsión de cargas Suministro eléctrico Potencia instalada Acometida Instalación de enlace Caja General Protección Caja general de protección y medida (CGP) Derivación individual Canalizaciones Derivación Individual Caja para Interruptor de Control de Potencia Líneas interiores Conductores Medidas de protección Cuadros eléctricos Subcuadro de alumbrado Sala Adjunta Luminaria pista polideportiva Canalización líneas de alumbrado pista polideportiva Cajas de derivación Puesta a tierra Uniones a tierra Tomas a tierra Conductores de tierra Bornes de puesta a tierra Conductores de protección Revisión de las tomas de tierra /86

21 MEMORIA 9. Planificación Orden de prioridad de los documentos básicos /86

22 MEMORIA 1. Objeto del proyecto Es objeto del presente proyecto la descripción y justificación de la instalación solar fotovoltaica conectada a la red de una cubierta de un pabellón polideportivo y modificación de la instalación de iluminación existente, según la legislación actual para la petición de su legalización y su correspondiente autorización ante los organismos competentes, así como servir de documento básico para la ejecución de los elementos proyectados. 2. Alcance del proyecto El alcance del proyecto consiste en definir toda la instalación de iluminación, la captación solar fotovoltaica y su conexión a la red eléctrica, propiedad de la compañía eléctrica. Instalación fotovoltaica: Estudio producción fotovoltaica en la zona. Inclinaciones de los módulos fotovoltaicos. Estudio número de módulos fotovoltaicos según su potencia. Estudio número de módulos fotovoltaicos según la inclinación. Instalación eléctrica de la planta fotovoltaica. Inversores, mando y protección. Toma de tierra. Conexión a red. Iluminación pista polideportiva: Estudio del tipo de luminarias según la potencia de las mismas, mejorando el rendimiento lumínico. Instalación eléctrica. Toma de tierra. Mando y protección. 7/86

23 MEMORIA 3. Antecedentes El ayuntamiento de Peñarroya de Tastavins es propiedad y titular de un pabellón polideportivo situado en la calle Desideri Lombarte s/nº, en el término municipal de dicha localidad, en la cual se desea realizar una inversión aprovechando la cubierta de un pabellón con un sistema solar fotovoltaico conectado a la red eléctrica y la electrificación del mismo recinto. El Ayuntamiento de Peñarroya de Tastavins nos designa el estudio de una posible instalación fotovoltaica en la cubierta del Pabellón Polideportivo Municipal. Foto 1. Vista frontal del pabellón polideportivo Dicha instalación irá conectada a la red de ENDESA para la venta de la producción que se pueda crear, aprovechando una de las vertientes de la cubierta. Además nos pide el estudio lumínico de la misma pista, para mejorar la instalación que actualmente existe. La parcela donde está situada el pabellón, tiene una superficie de la cual una parte de ella, no está cubierta y por lo tanto no debemos realizar ningún tipo de instalación. Esta parcela está delimitada por el lado Este y Oeste por la calle Desideri Lombarte, mientras que por el lado Norte, están las escaleras de acceso al recinto, en el Sur, disponemos de una Sala Adjunta de 19,5 m 2, en la cual instalaremos los equipos de protección y mando, además de los inversores de la instalación fotovoltaica. La superficie total de la pista polideportiva donde se realizará el estudio lumínico, como de la cubierta que la cubre es de 814 m 2. 8/86

24 MEMORIA 4. Normas y referencias 4.1.Disposiciones legales y normas aplicadas Las normativas que afectan las instalaciones fotovoltaicas son: Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación. Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión. Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Resolución de 27 de septiembre de 2007, de la Secretaria General de Energía, por la que se establece el plazo de mantenimiento de la tarifa regulada para la tecnología fotovoltaica, en virtud de lo establecido en el artículo 22 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración. Real Decreto de 842/2002, de 2 de agosto de 2002, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. Real Decreto 1995/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. Real Decreto 3490/2000, de 1 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para el Resolución de 31 de mayo de 2001 por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para las instalaciones solar fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. Decreto 352/2001, de 18 de diciembre, sobre el procedimiento aplicable a las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a la red eléctrica. Resolución de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. ORDEN de 5 de noviembre de 2009, del Departamento de Industria, Comercio y Turismo, por la que se aprueban las bases reguladoras y se convocan para el ejercicio 2009, subvenciones para el uso eficiente de la energía y aprovechamiento de energías renovables. 9/86

25 MEMORIA ORDEN de 25 de junio de 2004, del Departamento de Industria, Comercio y Turismo, sobre el procedimiento administrativo aplicable a las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a la red eléctrica. Especificaciones Particulares de ERZ Endesa para redes de distribución e instalaciones de clientes de baja tensión. Norma técnica particular para instalaciones en baja tensión. Capítulo IV: instalaciones generadoras de baja tensión centrales solares fotovoltaicas Ordenanzas Municipales del Ayuntamiento de Peñarroya de Tastavins que, complementan la normativa expuesta anteriormente, adaptando algún contenido a las peculiaridades y características propias del municipio. 4.2.Bibliografía: Sistemas de Energía Fotovoltaicas (Manual del Instalador). Asociación de la Industria Fotovoltaica Sistemas Solares Fotovoltaicos. Fundamentos, tecnologías y aplicaciones. AMV ediciones. Javier Martín Jiménez Normas Técnicas Particulares de la compañía eléctrica ERZ ENDESA. ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA Plan de energías renovables en España ( ). Ministerio de Industria. Gobierno de España. Junta de Andalucía. Estudios de Energía Renovable Curso de Energía Solar Fotovoltaica. Universidad de Jaén 4.3.Programas de cálculo: Programa PVGIS- Simulador ( Hoja de cálculo EXCEL Ingecon Sun Manager Ingecon Sun Planner Calculux Area 10/86

26 MEMORIA 4.4.Plan de gestión de la calidad aplicado durante la redacción del proyecto El proyecto ha estado redactado por el ingeniero técnico Carlos D. Vives Antolí y has estado supervisado por el departamento técnico. Los estudios energéticos se han contrastado por diversos valores de radiación solar y condiciones ambientales de diferentes fuentes reconocidas (grupo Geographical Assessment of Solar Resource and Performance of Photovoltaic Technology de la comisión europea). Se ha realizado una simulación de la producción energética de la instalación solar fotovoltaica con el programa PVGIS a partir de los valores de radiación que se obtienen de mapas mundiales de la Comisión Europea, ampliamente aceptados por su fiabilidad. También se han realizado otra simulación, con el software Ingencon Sun Planner para la correcta comprobación del inversor instalado. En el caso de la instalación del alumbrado de la pista polideportiva, se realiza un estudio de diferentes potencias con el programa de la marca instalada Philips, como es el Calculux Area, que nos dará una aproximación de las luminarias y datos reales en la instalación, bien contrastado por los medios de cálculos analíticos, como son las fórmulas del apartado de Anexos. Se procede a la comprobación de la coherencia de todo ello que se establece en el proyecto, de manera que cinco de las partidas más elevadas en el presupuesto, se comprueban que estén ubicadas correctamente en el plano, así como contabilizadas en el presupuesto. 4.5.Otras referencias /86

27 MEMORIA 5. Definiciones y abreviaturas El sistema que se ha utilizado para realizar este proyecto ha sido el Internacional de unidades, conforme con la Norma UNE Irradiancia: es la potencia de la radiación solar por unidad de superficie y se expresa en la unidad correspondiente del SI, vatios por metro cuadrado (W/m 2 ). Irradiación: es la energía que incide por unidad de superficie en un tiempo determinado y se expresa en las unidades correspondientes del SI, joule por metro cuadrado (J/m 2 ). También se utiliza una unidad de energía muy usual, el kilovatio hora por metro cuadrado (kwh/m 2 ). Es decir, podemos denominar a la irradiación, irradiancia x tiempo. Célula fotovoltaica: es el elemento más pequeño del sistema fotovoltaico, el cual genera electricidad a partir de la luz. Módulo fotovoltaico: es el conjunto de células fotovoltaicas. String o ramal: conjunto de módulos dispuestos en serie. Inversor: dispositivo que convierte la corriente continua en corriente alterna. Potencia nominal del generador: suma de las potencias de los módulos fotovoltaicos. Potencia nominal del generador: es la suma de las potencias nominales de los inversores (especificada por el fabricante). Potencia pico: potencia máxima del módulo fotovoltaico en CEM. Ángulo de inclinación: es el ángulo de inclinación del plano de un módulo fotovoltaico desde el horizontal. Orientación: es la dirección (azimut) donde está encarado el módulo. Compañía: es la empresa de subministro y distribución de energía eléctrica (ERZ- ENDESA y en concreto ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA). Interruptor General Manual: es el interruptor que conecta o desconecta el generador fotovoltaico al punto de conexión. Fusibles: es el conjunto de dispositivos que conectan o desconectan la instalación fotovoltaica de la red, también protege contra sobrecargas y cortocircuitos los cables del generador solar. CEM (STC): Condiciones Estándar de Medida. Condiciones de irradiancia y temperatura de la célula solar, utilizadas universalmente para caracterizar células, módulos y generadores solares, definidas como: Irradiancia solar: 1000 W/m 2 Distribución espectral: AM 1,5 Temperatura de la célula: 25 º C 12/86

28 MEMORIA RD: Real Decreto FV: Fotovoltaica REBT: Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión ITC: Instrucción Técnica Complementaria 6. Requisitos de diseño 6.1.Emplazamiento El pabellón polideportivo está ubicado en la calle Desideri Lombarte s/nº de Peñarroya de Tastavins. La situación y emplazamiento del recinto se verán reflectados en los planos número 1,2 y Características del pabellón polideportivo La planta del recinto es rectangular con unas dimensiones de 37 metros de largo, 22 de ancho y de una altura variable, debido a las dos vertientes de la cubierta, va desde 6 a 11 metros. La cubierta es de chapa metálica grecada, trapezoidal con dos vertientes, una de 8 metros orientados al Noreste, mientas que la segunda de 14 metros orientada al Suroeste. Está cubierta está soportada por columnas de hormigón armado con armadura de acero. Al lado Sur del recinto está ubicada una sala adjunta de 19,5m 2. La pista polideportiva es de hormigón arrugado de un tono verde fuerte, en la cual se realizan actividades deportivas. 6.3.Suministro En la actualidad el recinto está suministrado con una red trenzada aérea, que según la normativa de Endesa, se adaptará para el punto de Conexión de la instalación Fotovoltaica, ya que nos dicta La central solar fotovoltaica se conectará directamente a la red de distribución en BT de ERZ ENDESA en el llamado punto de conexión, que será determinado por ERZ ENDESA, de acuerdo con el Real Decreto 1663/2000 y con la legislación Autonómica vigente, procurando que sea el más cercano posible al lugar de la ubicación de dicha instalación, si bien deben cumplirse en todo caso las siguientes condiciones : 13/86

29 MEMORIA Foto 2. Acometida actual de la pista polideportiva La potencia máxima de generación fotovoltaica que puede conectarse en redes de distribución BT 3x400/230 V, en el punto de conexión, es de 100 kva. 6.4.Requisitos lumínicos En este punto se presentará una lista de iluminación recomendada para diferentes áreas de interiores basada en recomendaciones internacionales establecidas. Niveles de Iluminación Deportiva Nivel de Deporte actividad E(lux) U IRC Tc Futbol en cubierto Amateur 300 0, Baloncesto en cubierto Amateur 300 0, Tabla 1. Nivel de iluminación U= uniformidad IRC= índice reproducción de color Tc= temperatura de color relativa (Kelvin) E= nivel medio iluminancia (lux) 14/86

30 MEMORIA 6.5.Requisitos eléctricos Cuadro General de Protección y equipos de medida. Cuadro de Distribución y Protección. Líneas interiores de iluminación. Subcuadros. Conductores. Luminarias interiores. Protección contra sobre intensidades. Protección contra contactos directos e indirectos. Puesta a Tierra Canalizaciones Se utilizarán bandejas de acero galvanizado, al ser más económicas y los cables tienen mayor refrigeración debido a que su superficie está agujereada y son fáciles de instalar. Irán adosados a la pared mediante soportes adecuados de forma horizontal, cambios de nivel, dirección, etc. Se realizará mediante los accesorios adecuados. Las bandejas tendrán una protección a tierra. Entre tramo y tramo se colocará un cable de protección que asegure la continuidad, no soportando éste ninguna tracción mecánica. En caso de proximidad de canalizaciones eléctricas con otras de no eléctricas, se realizará la instalación de modo que las superficies exteriores de ambas se encuentren a una distancia mínima de 3 cm. Las canalizaciones deberán estar colocadas de manera que faciliten las maniobras a realizar en ellas, inspección o acceso a sus conexiones. Estas posibilidades no tienen que ser limitadas por los montajes de equipos en los envolventes. Las canalizaciones eléctricas estarán establecidas de forma que mediante la conveniente identificación de sus circuitos o elementos, se pueda proceder en todo momento a reparaciones, transformaciones, etc. 15/86

31 MEMORIA Las canalizaciones pueden considerarse suficientemente diferenciables las unas de las otras, bien o por la naturaleza o por el tipo de los conductores que la componen, o bien por sus dimensiones o por su trazado. Si la identificación puede resultar difícil, esta se realizaría mediante etiquetas o señales de aviso perfectamente identificables o legibles. Tabla 2. Diámetro exterior de los tubos según ITC-BT-21 del REBT Conductores Los conductores serán flexibles, aislados a tensión nominal 0,6/1 kv colocados dentro de tubos corrugados XLPE no propagadores de llama, cuando éstos sean enterrados o empotrados serán de clase M1. La identificación de los conductores se deberá realizar mediante una coloración que viene determinada por el REBT y mostramos a continuación: Tabla 3. Identificación de los conductores según REBT 16/86

32 MEMORIA Subcuadro de mando y protección El subcuadro de mando y protección se instalará en la sala adjunta, la cual no tendrá acceso el público. Se dispondrá de dispositivos de mando y protección, cerca de cada uno de los interruptores se colocará una placa identificativa con el circuito al que pertenece. Las cajas de los cuadros serán realizadas en chapa de acero con revestimiento de plástico. Diseñadas para albergar la maquinaria modular, pudiendo ser empotradas o de superficie. Aislamiento clase II, IP41. Estos cuadros se colocarán según el plano número Requisitos instalación Fotovoltaica. Soportes y anclajes. Módulos Fotovoltaicos. Conductores. Líneas eléctricas. Protección contra sobre intensidades. Protección contra contactos directos e indirectos. Puesta a Tierra. Cuadro General de Protección y equipos de medida. Conexión a red Conductores Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados y protegidos de acuerdo a la normativa vigente. Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos. Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los conductores de la parte CC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior del 1,5% y los de la parte CA para que la caída de tensión sea inferior del 2%, teniendo en ambos casos como referencia las tensiones correspondientes a cajas de conexiones. Se incluirá toda la longitud de cable CC y CA. Deberá tener la longitud necesaria para no generar esfuerzos en los diversos elementos ni posibilidad de enganche por el tránsito normal de personas. Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuado para su uso en intemperie, al aire o enterrado, de acuerdo con la norma UNE /86

33 MEMORIA Inversor Los inversores tendrán un grado de protección mínimo IP20 para inversores en el interior de un edificio y lugares inaccesibles, IP44 para inversores en interiores de edificio y lugares accesibles y IP65 para instalaciones a la intemperie. En cualquier caso, se cumplirá con la legislación vigente. IP DEFINICIÓN IP 20 Protección contra infiltraciones de partículas de 12,5 mm o mayores. Sin protección contra los efectos del agua. IP 44 Protección contra infiltraciones de partículas de 2,5 mm o mayores. Protección contra salpicaduras de agua proveniente de cualquier dirección. IP 65 Protección total contra infiltración de polvo. Protección contra contacto de agua a presión proveniente de cualquier dirección. Tabla 4. Grados de protección Protecciones y puesta a tierra. Todas las instalaciones con tensiones nominales superiores a 48 voltios contarán con una toma de tierra a la que estará conectada, como mínimo, la estructura soporte del generador y los marcos metálicos de los módulos. El sistema de protecciones asegurará la protección de las personas frente a contactos directos e indirectos. En caso de existir una instalación previa no se alterarán las condiciones de seguridad de la misma. La instalación estará protegida frente a cortocircuitos, sobrecargas y sobretensiones. Se prestará especial atención a la protección de la batería frente a cortocircuitos mediante un fusible, disyuntor magnetotérmico u otro elemento que cumpla con esta función. 18/86

34 MEMORIA Instalación de Baja Tensión Toda la instalación eléctrica de baja tensión cumplirá con todo lo establecido en el REBT y con las normas técnicas de la compañía suministradora. Los módulos solares, al estar ubicados en el exterior han de disponer de una caja de conexión con un grado de estanqueidad adecuado (protección correspondiente a las proyecciones de agua IPX4) según la Instrucción Técnica ITC-BT 30 del REBT. De esta forma las conexiones del cableado del tipo manguera serán de un aislamiento de 0,6/1 kv y habrán de ajustarse perfectamente al correspondiente prensaestopa. Las instalaciones a menos de 48 voltios en corriente continúa podrán considerarse como de muy baja tensión, habiendo de aplicarse únicamente la ITC-BT36 del REBT, la cual permitirá utilizar un solo conductor con aislamiento inferior. En función de la potencia a inyectar en la red, las normas técnicas de ENDESA, determinan para suministros individuales, que conjunto de protección y medida se necesita. Figura 1. Representación de los dos conjuntos de protección y medida de ERZ ENDESA. Todos los equipos de medida, protección y control asociados al punto de conexión, se ubicarán en plafones o armarios independientes, según la normativa de nuevas acometidas y lo establecido en la Guía de Endesa de instalaciones de enlace. Estos equipos serán de libre acceso las 24 horas del día, 365 días al año 19/86

35 MEMORIA Armónicos Según el Capítulo IV Instalaciones generales de Baja Tensión- Centrales Solares Fotovoltaicas, de la compañía eléctrica ENDESA-ERZ, más concretamente en el apartado 4.6. Armónicos, nos muestra lo siguientes datos que deberá cumplir la instalación. La instalación fotovoltaica deberá cumplir lo establecido en la norma UNE , la norma UNE-EN , y la norma UNE UNE-EN Los armónicos que pueda producir el inversor estarán dentro de los límites establecidos en la Guía sobre la calidad de la onda en las redes eléctricas de UNESA de acuerdo con la norma UNE-EN En la Tabla 16se indican los niveles de compatibilidad electromagnética (CEM) para las tasas de los armónicos de tensión. En la Tabla 17 se fijan los límites de emisión de armónicos que deberán cumplir las instalaciones fotovoltaicas. Los mencionados límites de emisión son inferiores a los niveles de compatibilidad electromagnética (CEM) por tener en cuenta las perturbaciones que provienen tanto de los receptores conectados a esa misma red como de otros niveles de tensión. Tabla 5. Nivel de compatibilidad para las tasas de armónicos de tensión. 20/86

36 MEMORIA Tabla 6. Límites de emisión de armónicos Previamente a la puesta en servicio de la instalación fotovoltaica, ERZ ENDESA podrá realizar un análisis de la calidad de onda en el punto de conexión, a fin de verificar que se respetan las características de tensión reglamentarias, con el fin de asegurar que la nueva instalación conectada no afecta al resto de clientes de la empresa distribuidora por encima de los límites establecidos. A fin de realizar las pruebas y un eventual registro de la onda en el punto de conexión, ERZ ENDESA podrá instalar, siempre que lo solicite, un analizador de red. En caso de incumplimiento de los límites anteriormente establecidos, se deberá desconectar la instalación fotovoltaica y realizar las modificaciones oportunas en la misma, con objeto de que se cumplan los reglamentos en vigor y las normas del GRUPO ENDESA, UNESA, y CE. Asimismo, el autoproductor deberá entregar, previo a la puesta en servicio de las instalaciones, certificado de cumplimiento de los niveles de emisión de armónicos de la instalación fotovoltaica, de acuerdo con el art.13 RD 1663/2000. Una vez elegido el Inversor de 20 kw de la casa comercial Ingencon Sun, observamos todas las características técnicas que nos da el fabricante, sin la realización de ningún cálculo previo y finalmente podemos comprobar que cumple con los requisitos citados anteriormente. 21/86

37 MEMORIA Conexión a red La central solar fotovoltaica se conectará directamente a la red de distribución en BT de ERZ ENDESA en el llamado punto de conexión, que será determinado por ERZ ENDESA, de acuerdo con el Real Decreto 1663/2000 y con la legislación Autonómica vigente, procurando que sea el más cercano posible al lugar de la ubicación de dicha instalación, si bien deben cumplirse en todo caso las siguientes condiciones: La potencia máxima de generación fotovoltaica que puede conectarse en redes de distribución BT 3x400/230 V, en el punto de conexión, es de 100 kva. En redes de distribución BT 3x220/127 V, no se podrán conectar en un punto de conexión instalaciones fotovoltaicas de potencia nominal superior a 60 kva y, en estos casos, toda la instalación deberá estar preparada para un funcionamiento futuro a 3x400/230 V. La suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a una Línea de BT no podrá superar, ni la mitad de la capacidad de transporte de dicha línea en cualquiera de los tramos que van desde el punto de conexión hasta el cuadro de BT del Centro de Transformación, ni la mitad de la capacidad de transformación del transformador al que se conecte la red BT. La variación de tensión en el punto de conexión, provocada por la conexión y desconexión de la instalación fotovoltaica, no podrá ser superior al 5%. Además, no deberá provocar, en ningún punto de la red, la superación del límite reglamentario del +/- 7%. Si la potencia nominal de la instalación fotovoltaica es superior a 5 kw, su conexión a la red de distribución BT será trifásica, bien sea mediante inversores monofásicos de hasta 5 kw a las diferentes fases, (en múltiplos de tres), o directamente mediante uno o más inversores trifásicos. La suma de emisión de armónicos provocada por la conexión de todas las instalaciones conectadas en una línea de BT no puede superar los límites establecidos en la normativa UNESA y que están reflejadas en el apartado 4.6 de la presente NTP. 22/86

38 MEMORIA 7. Análisis de soluciones En este apartado se indicarán las distintas alternativas estudiadas para la ejecución del proyecto, referidas tanto al estudio de la inclinación de la instalación fotovoltaica, módulos y potencias elegidas y en segundo lugar, al estudio del tipo de luminaria para que todas las zonas queden iluminadas con uniformidad y también con un ahorro energético. 7.1.Instalación fotovoltaica En nuestro caso el estudio de la instalación vendrá condicionado por estas variables: Inclinación de la cubierta del tejado del pabellón Tamaño de las placas fotovoltaicas estudiadas Potencia del Inversor 7.2.Potencia Módulos Fotovoltaicos Realizamos un estudio con once módulos fotovoltaicos de diferente potencia y distinto célula fotovoltaica. Al variar estos parámetros, también nos cambiará el dimensionado del campo de captación solar, variando de esta forma la producción fotovoltaica Módulos fotovoltaicos estudiados PLACA KYOCERA KC 40 Material célula: Policristalina Marca: Kyocera Referencia: C Potencia máxima: 40 W Tolerancia de pot. Máxima:+15%,-5% Voltaje a pot. Máxima: 16,9 V Corriente a pot. Máxima: 2,34 A Voltaje de circuito abierto: 21,5 V Corriente de cortocircuito: 2,48 A Longitud: 526 mm Anchura: 652 mm Profundidad: 54 mm Peso: 4,5 kg 23/86

39 MEMORIA PLACA KYOCERA KC 50 Material célula: Policristalina Marca: Kyocera Referencia: C Potencia máxima: 50 W Tolerancia de pot. Máxima:+15%,-5% Voltaje a pot. Máxima: 16,7 V Corriente a pot. Máxima: 3 A Voltaje de circuito abierto: 21,5 V Corriente de cortocircuito: 3,1 A Longitud: 639 mm Anchura: 652 mm Profundidad: 54 mm Peso: 5 kg PLACA KYOCERA KC 65 Material célula: Policristalina Marca: Kyocera Referencia: Potencia máxima: 65 W Tolerancia de pot. Máxima:+10%,-5% Voltaje a pot. Máxima: 17,4 V Corriente a pot. Máxima: 3,75 A Voltaje de circuito abierto: 21,7 V Corriente de cortocircuito: 3,99 A Longitud: 751 mm Anchura: 652 mm Profundidad: 36/54 mm Peso: 6 kg 24/86

40 MEMORIA PLACA KYOCERA KC 85 W SX-1 P Figura 2. Placa fotovoltaica 85 W Material célula: Policristalina Marca: Kyocera Referencia: Potencia máxima: 87 W Tolerancia de pot. Máxima:+10%,-5% Voltaje a pot. Máxima: 17,4 V Corriente a pot. Máxima: 5,02 A Voltaje de circuito abierto: 21,7 V Corriente de cortocircuito: 5,34 A Longitud: 1007 mm Anchura: 652 mm Profundidad: 36/58 mm Peso: 8,3 kg 25/86

41 MEMORIA PLACA KYOCERA KD 130 GHT2 Figura 3. Placa fotovoltaica 130 W Material célula: Policristalina Marca: Kyocera Referencia: Potencia máxima: 130 W Tolerancia de pot. Máxima:+10%,-5% Voltaje a pot. Máxima: 17,6 V Corriente a pot. Máxima: 7,39 A Voltaje de circuito abierto: 21,9 V Corriente de cortocircuito: 8,02 A Longitud: 1425 mm Anchura: 652 mm Profundidad: 36 mm Peso: 12,2 kg 26/86

42 MEMORIA PLACA KYOCERA KD 180 GH 2P Figura 4. Placa fotovoltaica 175 W Material célula: Policristalina Marca: Kyocera Referencia: Potencia máxima: 175 W Tolerancia de pot. Máxima:+10%,-5% Voltaje a pot. Máxima: 23,6 V Corriente a pot. Máxima: 7,42 A Voltaje de circuito abierto: 29,2 V Corriente de cortocircuito: 8,09 A Longitud: 1290 mm Anchura: 990 mm Profundidad: 36 mm Peso: 16 kg 27/86

43 MEMORIA PLACA KYOCERA KD 205 GH 2PU Figura 5. Placa fotovoltaica 200 W Material célula: Policristalina Marca: Kyocera Referencia: Potencia máxima: 200 W Tolerancia de pot. Máxima:+10%,-5% Voltaje a pot. Máxima: 26,3 V Corriente a pot. Máxima: 7,6 A Voltaje de circuito abierto: 32,9 V Corriente de cortocircuito: 8,21 A Longitud: 1425 mm Anchura: 990 mm Profundidad: 36 mm Peso: 18,5 kg 28/86

44 MEMORIA PLACA SANYO HIT 195 BE Figura 6. Placa fotovoltaica 195 W Material célula: Monocristalina Marca: Sanyo Referencia: - Potencia máxima: 195 W Voltaje a pot. Máxima: 55,3 V Corriente a pot. Máxima: 3,53 A Voltaje de circuito abierto: 68,1 V Corriente de cortocircuito: 3,79 A Potencia mínima garantizada: 185,3 W Voltaje mínimo garantizado: 1000 V Longitud: 1319 mm Anchura: 894 mm Profundidad: 35 mm Peso: 14 kg 29/86

45 MEMORIA PLACA SANYO HIT 200 BE Figura 7. Placa fotovoltaica 200 W Material célula: Monocristalina Marca: Sanyo Referencia: Potencia máxima: 200 W Voltaje a pot. Máxima: 55,8 V Corriente a pot. Máxima: 3,59 A Voltaje de circuito abierto: 68,7 V Corriente de cortocircuito: 3,83 A Potencia mínima garantizada: 190 W Voltaje mínimo garantizado: 1000 V Longitud: 1319 mm Anchura: 894 mm Profundidad: 35 mm Peso: 14 kg 30/86

46 MEMORIA PLACA SANYO HIT 210 BE Figura 8. Placa fotovoltaica 210 W Material célula: Monocristalina Marca: Sanyo Referencia: Potencia máxima: 210 W Voltaje a pot. Máxima: 41,3 V Corriente a pot. Máxima: 5,09 A Voltaje de circuito abierto: 50,9 V Corriente de cortocircuito: 5,57 A Potencia mínima garantizada: 199,5 W Voltaje mínimo garantizado: 760 V Longitud: 1570 mm Anchura: 798 mm Profundidad: 35 mm Peso: 15 kg 31/86

47 MEMORIA PLACA SANYO HIT 215 NHE Figura 9. Placa fotovoltaica 215 W Material célula: Monocristalina Marca: Sanyo Referencia: Potencia máxima: 215 W Voltaje a pot. Máxima: 42 V Corriente a pot. Máxima: 5,13 A Voltaje de circuito abierto: 51,6 V Corriente de cortocircuito: 5,61 A Potencia mínima garantizada: 204,3 W Voltaje mínimo garantizado: 1000 V Longitud: 1570 mm Anchura: 798 mm Profundidad: 35 mm Peso: 15 kg 32/86

48 MEMORIA 7.3.Número de módulos instalados en la cubierta Realizamos siete pruebas, pero no las realizamos con todas las citadas anteriormente, debido al descartar al módulo Kyocera KC65, Sanyo HIT 200 BE, Sanyo HIT 210 BE ya que sus dimensiones son prácticamente iguales, su potencia es menor a algunos módulos estudiados y por lo tanto su producción fotovoltaica será menor Número de módulos instalados con inclinación de la cubierta En este estudio realizamos una serie de pruebas con los módulos elegidos anteriormente, realizando una instalación con ángulo de inclinación de 14º, es decir los módulos irán pegados a la superficie horizontal de la cubierta del pabellón polideportivo y calcularemos la cantidad de los mismos que entran sobre ella. Prueba nº1: PLACA KYOCERA KC 40 Configuración número: 1 Matriz: 24 filas x 38 módulos Total número de módulos: 912 módulos Potencia total instalada: 36,48 kw Figura 10. Número de módulos instalados en la cubierta con placa Kyocera KC40 33/86

49 MEMORIA Prueba nº2: PLACA KYOCERA KC 50 Configuración número: 2 Matriz: 19 filas x 38 módulos Total número de módulos: 722 módulos Potencia total instalada: 36,1 kw Figura 11. Número de módulos instalados en la cubierta con placa Kyocera KC50 34/86

50 MEMORIA Prueba nº3: PLACA KYOCERA KC 85 Configuración número: 4 Matriz: 12 filas x 38 módulos Total número de módulos: 456 módulos Potencia total instalada: 39,672 kw Figura 12. Número de módulos instalados en la cubierta con placa Kyocera KC85 35/86

51 MEMORIA Prueba nº4: PLACA KYOCERA 130 GHT2 Configuración número: 5 Matriz: 8 filas x 32 módulos Total número de módulos: 256 módulos Potencia total instalada: 33,28 kw Figura 13. Número de módulos instalados en la cubierta con placa Kyocera 130 GHT2 36/86

52 MEMORIA Prueba nº5: PLACA KYOCERA 175 GHT2 Configuración número: 6 Matriz: 10 filas x 28 módulos Total número de módulos: 280 módulos Potencia total instalada: 49 kw Figura 14. Número de módulos instalados en la cubierta con placa Kyocera 175 GHT2 37/86

53 MEMORIA Prueba nº6: PLACA KYOCERA 200 GHT2 Configuración número: 7 Matriz: 9 filas x 28 módulos Total número de módulos: 252 módulos Potencia total instalada: 50,4 kw Figura 15. Número de módulos instalados en la cubierta con placa Kyocera 200 GHT2 38/86

54 MEMORIA Prueba nº7: PLACA SANYO HIT 195 BE Configuración número: 8 Matriz: 10 filas x 30 módulos Total número de módulos: 300 módulos Potencia total instalada: 58,50 kw Figura 16. Número de módulos instalados en la cubierta con placa Sanyo HIT 195 BE 39/86

55 MEMORIA Prueba nº8: PLACA SANYO 215 NHE Configuración número: 9 Matriz: 8 filas x 34 módulos Total número de módulos: 272 módulos Potencia total instalada: 58,48 kw Figura 17. Número de módulos instalados en la cubierta con placa Kyocera 215 NHE 40/86

56 MEMORIA Número de módulos instalados con inclinación óptima En este apartado realizamos una serie de pruebas con los módulos elegidos anteriormente, realizando una instalación con ángulo de inclinación de 36º, que es la inclinación óptima según el prestigioso programa PVGIS, por la cual se captará según nuestras coordenadas la máxima producción fotovoltaica. Al comprobar que algunos módulos nos dan una producción fotovoltaica menor, decidimos descartar cuatro módulos fotovoltaicos, para el estudio con inclinación óptima. Prueba nº1: PLACA KYOCERA KC 85 Configuración número: 4 Matriz: 10 filas x 38 módulos Distancia antisombreado entre módulos: 53 cm Total número de módulos: 380 módulos Potencia total instalada: 30,4 kw Figura 18.Número de módulos instalados en la cubierta con distancia antisombreado y placa Kyocera KC85 41/86

57 MEMORIA Prueba nº2: PLACA KYOCERA 175 GHT2 Configuración número: 6 Matriz: 8 filas x 28 módulos Distancia antisombreado entre módulos: 67 cm Total número de módulos: 224 módulos Potencia total instalada: 39,2 kw Figura 19. Número de módulos instalados en la cubierta con distancia antisombreado y placa Kyocera 175 GHT2 42/86

58 MEMORIA Prueba nº3: PLACA KYOCERA 200 GHT2 Configuración número: 7 Matriz: 7 filas x 28 módulos Distancia antisombreado entre módulos: 74 cm Total número de módulos: 196 módulos Potencia total instalada: 39,2 kw Figura 20.Número de módulos instalados en la cubierta con distancia antisombreado y placa Kyocera 200 GHT2 43/86

59 MEMORIA Prueba nº4: PLACA SANYO HIT 195 BE Configuración número: 8 Matriz: 8 filas x 30 módulos Distancia antisombreado entre módulos: 69 cm Total número de módulos: 240 módulos Potencia total instalada: 46,8 kw Figura 21.Número de módulos instalados en la cubierta con distancia antisombreado y placa Sanyo HIT195 BE 44/86

60 MEMORIA Prueba nº5: PLACA SANYO 215 NHE Configuración número: 9 Matriz: 6 filas x 34 módulos Distancia antisombreado entre módulos: 81 cm Total número de módulos: 204 módulos Potencia total instalada: 43,86 kw Figura 22.Número de módulos instalados en la cubierta con distancia antisombreado y placa Sanyo 215 NHE 45/86

61 MEMORIA Resumen final de opción elegida Prueba nº Potencia módulo (W) Configuración Nº módulos Potencia instalada (kw) Inclinación 14º , , , , , , ,48 Inclinación 36º , , , , ,86 Tabla 7. Resumen pruebas realizadas En esta tabla resumen, podemos comprobar con las pruebas en color amarillo, las diferencias importantes que tenemos con la potencia instalada, ya que a pesar que con la inclinación 36º, obtendremos una mayor captación solar, debido a que estamos en el óptimo punto de captación, no podremos instalar tantas placas en la cubierta, debido a que debemos distanciar las filas, para evitar el efecto sombreado de cada una de ellas. También podemos observar, que en lo referente a las configuraciones 8 y 9, son capaces de instalar una mayor potencia. Estas placas son de célula monocristalina, debido a su precio y menor rendimiento en estas condiciones, decidimos descartarlas. Como conclusión decidimos realizar la instalación fotovoltaica con la prueba número 6,con inclinación de 14º, es decir, pegados a la cubierta (sin soportes), en ella se instalarán un menor número de placas respecto a las anteriores, pero debido a su mayor potencia nominal, también lo será la potencia instalada. 46/86

62 MEMORIA 7.4.Iluminación En el diseño de la mejora de la iluminación hemos tenido en cuenta diversos factores: Cumplir con los requisitos mínimos de iluminación media. Uniformidad en la iluminación. Mayor efectividad potencia-economía. Instalación de las luminarias en la estructura de la cubierta ya existente. Evitar contaminación lumínica. 7.5.Luminarias interiores A consecuencia de ser una nave con una gran altura de instalación de las luminarias, decidimos la colocación de lámparas de descarga, en las cuales se hará una previsión mínima de potencia de 1,8 veces la potencia en Vatios de la lámpara. Para la realización del cálculo lumínico nos basamos en la utilización de un programa informático que simula el flujo luminoso, cuyos resultados irán en el apartado de Anexos de este mismo proyecto. Se han realizado pruebas con diferentes tipos de luminarias para la iluminación de la pista polideportiva, para obtener el resultado más óptimo según la necesidad requerida en los requisitos de diseño citados anteriormente. 47/86

63 MEMORIA Luminarias estudiadas MEGALUX - 4ME350 +9ME100 R GC D350 El diseño moderno y funcional de Megalux, junto a la calidad y robustez de sus materiales, hacen que resulte idónea para una amplia variedad de aplicaciones. Aunque inicialmente fue diseñada para el ámbito industrial, Megalux es también indicada para salas de gran altura. Incluye cuatro carcasas diferentes, formadas por una parte superior que aloja el equipo y una inferior para el portalámparas. La carcasa completamente precableda, está sólidamente fabricada en fundición de aluminio. El portalámparas de las carcasas 4ME450 y 4ME550 se ajusta a distintas formas de haz (estrecho, alto brillo. Además de lámparas de descarga de alta presión de 70 a W, puede alojar de alumbrado (EN iluminación de lugares de trabajo en interiores). Las versiones de alta temperatura (HT) de Megalux pueden soportar ambientes de hasta 60 C. Coeficientes de flujo luminoso DLOR: 0.76 ULOR: 0 TLOR: 0.76 Balasto: Conventional Flujo de lámpara: 8300 lm Potencia de la luminaria: W Código de medida: LVM Figura 23. Lámpara Megalux 100 W 48/86

64 MEMORIA CABANA- HPK150 P-WB +GPK150 R +GC Cabana HPK150 es una luminaria funcional de interior para naves de gran altura que utiliza lámparas de descarga de alta intensidad. Se suministra con un reflector que se acopla a la unidad eléctrica, mediante un sistema de bayoneta. Un innovador dispositivo de fácil acceso simplifica la regulación del haz (ancho o estrecho) sobre el terreno. El conector externo estanco (WEC) permite realizar la conexión eléctrica sin abrir la unidad. Hay disponibles dos versiones estándar: una versión compacta, que incluye unidad y una versión kit con unidad, reflector y lámpara instalada. Coeficientes de flujo luminoso DLOR: 0.79 ULOR: 0 TLOR: 0.79 Balasto: SON gear Flujo de lámpara: lm Potencia de la luminaria: W Código de medida: LVM Figura 24.Lámpara Cabana 250 W 49/86

65 MEMORIA PENDOLA - HPK380 P-MB +GPK380 PCR D546 Pendola es una gama de luminarias decorativas de alta calidad para el montaje suspendido en interiores que admite numerosas opciones de lámpara. Ofrece una serie de reflectores prismáticos o de metal que incorpora un sencillo sistema de montaje y equipo de control integrado. El diseño simplifica la instalación y reduce el coste total de propiedad, incluidos los costes de mantenimiento. Las altas relaciones espacio/altura permiten aplicar amplias interdistancias y mantener una buena uniformidad. Coeficientes de flujo luminoso DLOR: 0.72 ULOR: 0.11 TLOR: 0.83 Balasto: Conventional Flujo de lámpara: lm Potencia de la luminaria: W Código de medida: LVMA Figura 25.Lámpara Péndola 400 W 50/86

66 MEMORIA Pruebas con las luminarias estudiadas Todas las pruebas realizadas se verán reflejadas en los anexos de cálculos Pista polideportiva Estudiamos la instalación lumínica con distintas luminarias, con unos requisitos lumínicos de 300 lux, con tres lámparas distintas de halogenuros metálicos, una de 100 W, otra de 250 W y la última de 400W, con tres diferentes difusores y por lo tanto un cambio de altura de instalación en cada una de ellas. Prueba 1: MEGALUX - 4ME350 +9ME100 R GC D350 Difusor Ancho. Matriz de instalación 5 x 9 de lámparas. Altura instalación: 5 metros. 44 lámparas de 100 W, total 5,06 kw. E máx =403 lux. E mín = 101lux. E media = 306 lux. E mín/media =0,33 lux. E mín/máx =0,25 lux. Prueba 2: CABANA- HPK150 P-WB +GPK150 R +GC Difusor Ancho. Matriz de instalación de 3 x 6 lámparas. 18 lámparas de 250 W, total 5,87 kw. E máx = 387 lux. E mín = 157 lux. E media =313 lux. E mín/media =0,52 lux. E mín/máx =0,4 lux. 51/86

67 MEMORIA Prueba 3: PENDOLA - HPK380 P-MB +GPK380 PCR D546 Difusor Medio. Matriz de instalación de 2 x 6 lámparas. 12 lámparas de 400 W, total 5,14 kw. E máx = 353 lux. E mín = 87 lux. E media =246 lux. E mín/media =0,35 lux. E mín/máx =0,25 lux. La luminaria finalmente escogida es la realiza en la prueba 2, ya que obtenemos una mejor iluminación media en toda la zona de la pista polideportiva, a parte de una uniformidad dentro de los requisitos. La altura de la instalación será variable, entre 7,55 m, 9,02 m y 9,59 m, ya que nos adaptaremos a los soportes de la cubierta, para la instalación de las lámparas elegidas. 52/86

68 MEMORIA 8. Resultados finales 8.1.Instalación Fotovoltaica Módulo Fotovoltaico El módulo fotovoltaico seleccionado es el modelo KYOCERA 200 GHT2, fabricado en silicio policristalino, cuyas células solares incorporadas por la marca alcanzan un rendimiento de 16% y garantizan una producción energética muy alta. Para la protección contra las condiciones climáticas más adversas, las células están incrustadas entre una protección de cristal endurecido y láminas de EVA. La parte trasera está sellada con láminas PET. El laminado está engastado en un marco de aluminio estable que es fácil de montar. En ellas garantizamos una resistencia mecánica de 2400N/m 2. Figura 26. Módulo Fotovoltaico Kyocera 200 GHT2 La caja de empalme del dorso dispone de diodos de derivación que evitan el riesgo de sobrecalentamiento de las células individuales (efecto hostpot). Varios módulos conectados en serie pueden ser cableados fácilmente mediante cables solares premontados y enchufes multicontacto. Este módulo tiene unas excelentes características, siendo uno de los módulos con mayor relación rendimiento, calidad-precio. Sus características técnicas se podrán ver en el capítulo de anexos. El campo fotovoltaico está compuesto por 252 módulos distribuidos de forma uniforme por toda la cubierta en 9 filas de 28 módulos, dejando un espacio destinado a un pasillo para desplazarse a lo largo de toda ella y poder acceder de esta forma a cualquier punto de la misma. La conexión se realizará agrupando los 252 paneles en 2 partes, es decir 126 módulos conectados en 6 grupos de 21 módulos en serie por cada grupo, conectados a 2 inversores respectivamente, que estarán situados en una sala adjunta al polideportivo municipal. Estos 6 grupos se agrupan en paralelo a la caja de conexiones DC. Su configuración se podrá ver detallada en los planos. 53/86

69 MEMORIA Sistema de fijación y soporte Después de realizar unos estudios previos técnico-económicos, aprovechamos la inclinación de la cubierta para instalar los módulos fotovoltaicos. La cubierta tiene una pendiente de evacuación de aguas fluviales de 25%. Al tener una superficie invariable, con unas medidas ya fijadas como son las de la cubierta, realizamos un estudio con placas de distinta potencia y a la vez de diferentes tamaños para observar la cantidad de ellas que caben en esta superficie. Después de los estudios realizados, comprobamos la distancia que debemos dejar entre los módulos fotovoltaicos para evitar el sombreado, en el caso de la instalación de soportes para tener la inclinación óptima en este emplazamiento. Decidimos instalar módulos sobrepuestos en la cubierta, con una inclinación de 14º, ya que todos los gastos económicos por la colocación de los soportes, no son recuperables con la producción fotovoltaica que nos otorga la diferencia entre la inclinación ya existente de la cubierta y la inclinación óptima del sistema, que los 36º. Para realizar una correcta instalación en este caso elegido, nos guiamos por un fabricante de soportes y fijaciones, que nos dará una guía para la correcta instalación de este sistema, cumpliendo con todas las normas demandadas en el proyecto. Nuestra cubierta al tener un relieve trapezoidal con placas grecadas, será un caso más particular, tal como veremos en esta guía de montaje. Figura 27. Placas trapezoidales con instalación de soportes Este sistema garantiza una total estanqueidad de la cubierta, rápido montaje y substitución de los elementos en caso de ruptura. 54/86

70 MEMORIA Sistema de montaje elegido El sistema que elegimos finalmente es de la marca comercial TRI-VENT que se adapta perfectamente en techo con chapa trapezoidal, como es nuestro caso. El sistema de montaje En el desarrollo del sistema de montaje TRI-VENT se ha dado mucha importancia, sobre todo, a la alta flexibilidad, a las propiedades mecánicas de montaje y a la seguridad. El sistema ha sido concebido especialmente para el montaje de instalaciones solares sobre techos de chapa trapezoidal y une estos puntos en una solución profesional. La más alta flexibilidad Los diversos componentes del sistema posibilitan el montaje en casi todos los techos trapezoidales. Con los perfiles de soporte TRI-VENT provistos de diversas longitudes y con varias perforaciones a una distancia entre 90 mm hasta 350 mm, el sistema puede ser aplicado a cada forma de techo. Los dispositivos de anclaje para paneles TRI-VENT, que se encuentran disponibles en dos variantes, pueden coger paneles con un espesor de marco de 35 mm, 40 mm, 46 mm y 50 mm. Además, con el sistema es posible, tanto el montaje horizontal como también el montaje vertical de los paneles solares. Montaje extremadamente sencillo El sistema completo puede ser montado sobre el techo de la forma más sencilla y con una mínima utilización de herramientas. Después de haber medido el techo y haber perforado los agujeros, los perfiles de soporte son remachados sobre el techo. Posteriormente se colocan los paneles, se encajan los elementos de anclaje y se fijan en el extremo de cada fila con la herramienta de curvar TRI-VENT. Se suprime completamente la molesta operación de atornillado. Con perfiles cortos y unos elementos de fácil manejo se garantiza un trasporte sencillo y sin complicaciones del sistema hacia y sobre el techo. Esto ahorra fuerza, tiempo y dinero. La mejor seguridad El sistema diseñado para cargas de viento y nieve ofrece la mejor estabilidad y seguridad también en caso de condiciones climáticas extremas. Cada panel se asegura contra el deslizamiento con los anillos de seguridad TRI-VENT. Los perfiles de soporte doblados con la herramienta de curvar TRI-VENT ofrecen estabilidad adicional a la instalación completa e impiden el desplazamiento de todos los paneles. Figura 28. Instalación de soportes TRI-VENT en cubierta placas trapezoidales 55/86

71 MEMORIA Sistema de conexión DC Según el artículo 16.3 del REBT y la ITC.BT.23, al tratarse de una instalación parcialmente aérea, es obligatorio el uso de protecciones contra sobre tensiones en las instalaciones fotovoltaicas. El sistema de protecciones deberá cumplir las exigencias previstas en la reglamentación vigente, que incluye lo siguiente: 1. 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. 2. Interruptor automático diferencial, con el fin de proteger a las personas en el caso de derivación y además CPT ofrece un nuevo dispositivo que protege contra corrientes de fuga o saltos intempestivos debidos a humedades o fugas esporádicas. Cuando cesa la fuga, el equipo reconecta automáticamente la instalación evitando la pérdida económica y el desplazamiento. 3. 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. El conexionado entre los módulos se realizará con el propio cableado que llevan los mismos, el cual es un cable 4 mm 2. Estos sistemas tienen estanqueidad y preparados para la intemperie con un IP-65, siempre y cuando se respecte la estanquidad en las prensaestopas. Figura 29. Caja de conexión Max Connect Todas las conexiones de las filas de módulos se realizarán en una caja de conexiones de corriente continua, es este caso. En este punto, existen tensiones y corrientes continuas elevadas, hecho que se traduce con unas exigencias especiales para los componentes utilizados para tal conexión. El equipo se protege de regímenes de funcionamiento peligroso mediante fusibles de rango y protector de sobretensión. El interruptor de elevado poder de corte permite desconectar la instalación con rapidez y seguridad en cualquier momento, incluso estando cargada. En lo referente a los controles y mantenimiento, esta caja permitirá desconectar y efectuar medidas a los rangos de manera individualizada mediante terminales de desconexión. 56/86

72 MEMORIA Interconexión de los 2 inversores Debido a nuestra configuración descentralizada del campo fotovoltaico, hemos elegido realizar el conexionado de todas las placas como si fueran dos instalaciones por separadas, es decir los 252 paneles conectaros en dos partes, de 126 paneles cada una y cada una de ellas respectivamente conectados a dos inversores trifásicos. De este modo aprovechamos al máximo tanto la superficie de la cubierta disponible para la instalación, como el número de placas y conexiones realizadas, ya que para centralizar toda la instalación en un inversor de las características necesarias, era imprescindible rebajar el número de placas a conectar, al ser todos ellos ya de unas potencias comerciales designadas. El inversor elegido es INGECON Sun Smart 20 kw. Protecciones Figura 30. Inversor INGECON 20 kw Los inversores Ingecon Sun Smart llevan integradas las siguientes protecciones eléctricas: Aislamiento galvánico entre la parte de DC y AC. Polarizaciones inversas. Cortocircuitos y sobrecargas en la salida. Fallos de aislamiento. Anti-isla con desconexión automática. Seccionador DC opcional. Descargadores contra sobretensiones en la entrada y la salida opcionales. Accesorios opcionales Comunicación entre inversores mediante RS-485, fibra óptica, inalámbrica o Ethernet. Comunicación remota GSM/GPRS mediante módem. Software Ingecon Sun Manager para visualización de parámetros y registro de datos. Visualización de datos a través de Internet. IngeRas. Kit de puesta a tierra para los módulos FV que lo requieran. 57/86

73 MEMORIA Dimensiones y peso Interconexionado de los inversores: Figura 31.Dimensiones Ingecon 20 kw Figura 32. Esquema del interconexionado eléctrico de los dos inversores Ingecon 20 kw 58/86

74 MEMORIA Elegimos el Inversor con todas las protecciones opcionales de la entrada de tensión, para cumplir con la normativa que nos marca la compañía eléctrica ENDESA- DISTRIBUCIÓN-ELÉCTRICA, en lo referente a interruptores de corte y seccionamiento. Además nos basaremos en el Capítulo IV de Instalaciones Generadoras de Baja Tensión Centrales Solares Fotovoltaicas, publicado por la compañía ERZ-ENDESA y que debe cumplir toda instalación perteneciente a más concretamente ENDESA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, y que nos dará las bases para los distintos apartados de protecciones, conexión y seguridad Instalación eléctrica Cableado Interconexión de paneles: Para la conexión de los módulos fotovoltaicos utilizaremos el cable Tecsun 0,6/1 kv(pv)(as), el cual es idóneo para este tipo de instalaciones, tal como nos cita el fabricante en sus aplicaciones y podemos observar a continuación: Cable de alta seguridad (AS), especialmente diseñado para instalaciones solares fotovoltaicas interiores, exteriores, industriales, agrícolas, fijas o móviles (con seguidores) Pueden ser instalados en bandejas, conductos, soterrado o en equipos. Son aptos para aplicaciones con aislamiento de protección, (protección de clase II). También para conexión de paneles en serie. Sección de los cables elegidos: 1x 1,5mm2. Intensidad máxima admisible: 25 A. Figura 33. Cable Tecsun 0,6/1 kv Esta instalación irá tapada mediante una canal de la marca comercial Unex, bandejas 66 aislantes con tapa U41X: o Protección frente a contactos indirectos. o Protección frente a contactos directos. o Sin necesidad de puesta a tierra. o Evita corrientes de fuga, cortocircuitos con las bandejas y arcos eléctricos. o El corte y manipulación de la bandeja no produce aristas o rebabas que dañen el aislamiento de los conductores. 59/86

75 MEMORIA o La bandeja alcanza una temperatura superior a la del ambiente, por efecto de fuentes de calor próximas y calentamiento del sol (+90ºC,-25ºC). o Excelente resistencia a impacto a bajas temperaturas. o Grado de protección contra impactos (IK10). o Buen comportamiento a la corrosión atmosférica. Figura 34. Ejemplo de canal Unex 66 en instalación fotovoltaica La sujección de esta canal se realizará con elementos homologados por la misma marca comercial que la canal, es decir Unex. Conexión strings-cgp: Utilizaremos el mismo cable anteriormente citado, ya que la sección calculada es la misma y la canalización ser realizará con la misma bandeja explicada anteriormente. Figura 35. Ejemplo instalación con canal Unex 66 en cubierta fotovoltaica 60/86

76 MEMORIA Linea principal de corriente continúa Utilizaremos el mismo cable anteriormente citado, pero con diferente sección, la cual hemos calculado previamente en el apartado de anexos. Partimos desde la caja de protección DC 1, la cual está situada en la parte más alejada de la cubierta, respecto a los inversores. La sección que utilizaremos en este caso es de 16 mm 2, con cableado de color azul (neutro), negro (fase) y amarillo-verde (protección), la canalización que utilizaremos en este caso es mediante tubo metálico de la marca comercial Aiscan, de una sección de 32 mm de diámetro. La longitud total de la instalación será de 70 metros. En el caso de la instalación desde la caja de protección DC 2, la distancia será de 36 metros y tendrá las mismas características de instalación, con la principal novedad, en la sección del conductor, que al tener una menor distancia de instalación, su sección será de 6 mm 2 y en cuanto al diámetro del tubo será de 25 mm de diámetro. Figura 36. Tubo metálico para canalización Aiscan TME Esta canalización irá sujetada mediante soportes metálicos de acero cincado sujetado mediante tornillos y tacos Unex, en la pared trasera del frontón, hasta llegar dentro de la Sala Adjunta. Figura 37. Soportes de canalización de acero cincado 61/86

77 MEMORIA Conexión inversor-red eléctrica En este caso la instalación se realizará con un cable Afumex 1000 V(AS), con una tensión nominal de 0,6/1 kv y que en este caso estudiamos su colocación, al cumplir con los requisitos según las aplicaciones ofrecidas por el fabricante, como podemos ver a continuación. Cable de alta seguridad (AS), libre de halógenos, no propagador del incendio y con emisión de humos y opacidad reducida para redes de BT subterráneas y conexiones de interior en instalaciones fotovoltaicas Figura 38. Cable Afumex 1000 V(AS) La sección elegida según los cálculos que podemos observar en el apartado 3 de Anexos, será de 6 mm 2, con una distancia de 10 y 15 metros respectivamente desde el Inversor 1 y 2 hasta el punto de conexión de la red ENDESA-ERZ. Esta instalación irá colocada mediante una canal Unex 66. Figura 39.Ejemplo de canal Unex 66 Toda la instalación eléctrica de baja tensión cumplirá con todo lo establecido al REBT y a las normas técnicas de la compañía suministradora. 62/86

78 MEMORIA Instalación receptora Los conductores de la instalación estarán en bandejas. Éstos serán conductores aislados de tensión asignada 0,6/1 kv y podrán ser unipolares o multipolares según la norma UNE Figura 40. Instalación de cables sobre bandejas de rejilla 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 bandejas metálicas deben conectarse a la red de tierra quedando su continuidad eléctrica convenientemente asegurada. También se instalarán algunos tubos en canalizaciones fijas en superficie, los cuales habrán de ser rígidos. Este sistema implica una mayor seguridad mecánica, es decir, será aconsejable su instalación en toda parte accesible con probabilidades de recibir impactos o golpes de algún objeto. Figura 41. Canalizaciones fijas en superficie 63/86

79 MEMORIA Figura 42. Canalizaciones de superficie con canal protectora Protecciones de la parte AC del inversor La instalación incorporará todos los elementos y características necesarias para garantizar en todo momento la calidad del suministro eléctrico, de manera que cumplan las directrices comunitarias de Seguridad Eléctrica en Baja Tensión y Compatibilidad Electromagnética. Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad y protecciones propias de las personas, asegurando la protección contra contactos directos e indirectos, cortocircuitos, sobrecargas, así como elementos y protecciones que resulten de la aplicación con la legislación vigente. La instalación ha de permitir su desconexión y seccionamiento con el fin de facilitar las labores de mantenimiento. La protección magnetotérmica se conseguirá mediante un dispositivo que integra las dos funciones, es decir la de magnetotérmico y diferencial, con el siguiente elemento: Características del magnetotermico diferencial DX de Legrand Magnetotérmico Diferencial Tipo A, detecta corrientes residuales con Curva C componente continua Conforme la norma UNE-EN Conforme la norma UNE-EN Intensidad nominal de 63 A Protege contra desconexiones intempestivas Poder de corte de 6 ka según la norma UNE Sensibilidad 30 ma Tabla 8. Características magnetotérmico diferencial DX Legrand Figura 43.Magnetotérmico diferencia DX Legrand 64/86

80 MEMORIA Protección de circuitos alimentados en DC Los interruptores DX se utilizan en redes en corriente continua, teniendo en cuenta las siguientes indicaciones: a) Protección contra cortocircuitos Se determina por un valor máximo del umbral de disparo magnético, multiplicado por 1,4. b) Protección contra la sobrecarga La curva de disparo térmico tiempo/corriente es la misma que en corriente alterna. c) Tensión de utilización Tensión máxima de utilización de 60 V. Para tensiones superiores a este valor, será necesario cablear varios polos en serie. El fabricante recomienda utilizar para tensiones elevadas de corriente continua, un interruptor de 3 polos y realizar la siguiente conexión. Figura 44. Conexión de un magnetotérmico DC 65/86

81 MEMORIA Equipos de medida El contador de energía tendrá la capacidad de medir en ambos sentidos (energía vertida a la red y consumida de la red). Opcionalmente, también podrán conectarse en el propio módulo de medida dos contadores en serie, uno en cada sentido. En el caso de la instalación con 2 contadores, éstos deberán estar debidamente identificados de maneras indelebles y marcadas con adhesivos, con las leyendas que se exponen a continuación. Los rótulos deberán verse a través de la mirilla de la envolvente. Las inscripciones serán las siguientes: Contador que mide la energía que sale de la instalación fotovoltaica: Salida. Contador que mide la energía que consume la instalación fotovoltaica: Entrada. Caso b de las clasificaciones de la normativa de la compañía suministradora Conexión trifásica; Potencia nominal: 5 kw < Pn 55,42 kw o trifásico 5 kw: 1 Contador estático trifásico multifunción, de clase 1 ó mejor en energía activa, con aplicaciones bidireccional, reactiva y cambio automático de tarifas. Envolvente, que cumplirá con el NTP, permitiendo instalar el interruptor general manual. Figura 45. Contador trifásico multifunción Legrand Características técnicas: 3 visualizadores de LED verde de selección manual: Corriente por fase. Tensión compuesta. Tensión simple. Potencia instantánea (activa, reactiva y aparente). Frecuencia y factor de potencia (indicación inductiva/capacitiva). Energía activa. Cambio automático del calibre 66/86

82 MEMORIA Conexión a la red de distribución BT Nuestra conexión a red de ERZ-ENDESA, la realizaremos tal como lo demandado por dicha compañía y nos basamos en el esquema siguiente. Conexión trifásica a la red (P> 5 kw) realizada con uno o más inversores trifásicos. Figura 46. Esquema de conexión por la compañía ERZ-ENDESA 67/86

83 MEMORIA 8.2.Instalación de alumbrado Previsión de cargas En este proyecto realizamos una modificación de la actual instalación eléctrica, de acuerdo con el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión y considerando el total de la nueva potencia instalada de 14,49 kw Suministro eléctrico La energía será suministrada por la compañía ERZ-ENDESA, a la tensión de 230 V entre fases y neutro, con una frecuencia de 50 Hz, siendo una acometida de 1x16 mm 2 de fase y 1x10 mm 2 de neutro, con cable unipolar con aislamiento de polietileno reticulado XLPE, con una tensión nominal de 0,6/1kV. Figura 47. Cable acometida PRYSMIAN XLPE Otra de las opciones que podríamos utilizar es evitar la acometida hasta la conexión con la compañía y conectar nuestra instalación de alumbrado al contador para consumo propio que se instalara a continuación de los dos inversores de conexión. Esta opción estará descartada finalmente, ya que en épocas de menor captación solar, cabe la posibilidad de que la instalación no nos asegure suficiente potencia para alimentar toda la cubierta polideportiva. De este modo, decidimos realizar una instalación nueva para alumbrado, desde el punto de luz hasta llegar al punto de conexión de la compañía ERZ-ENDESA Potencia instalada La potencia instalada será de 14,49 kw. Estudiando las diferentes utilizaciones de las potencias instaladas y aplicando los correspondientes coeficientes de simultaneidad, la potencia total a suministrar será de 14,49 kw. La potencia contratada es 13,8 kw, de acuerdo con la clasificación de las instalaciones según la Orden del 7 de noviembre de 2005 del Departamento de Industria del gobierno de Aragón y cumpliendo con el Real Decreto 1663/ /86

84 MEMORIA Acometida La acometida principal actuará como enlace entre la línea de distribución y el Cuadro General de Protección. Nos basaremos en la instrucción ITC-BT-11, en su apartado , según nos indica para Acometida aérea tensada sobre postes, como será nuestro caso. Los cables serán del tipo aislado 0,6/1 kv y podrán instalarse suspendidos de un cable fiador, independiente y debidamente tensado o también mediante la utilización de un conductor neutro fiador con una adecuada resistencia mecánica, y debidamente calculado para esta función. Todos los apoyos irán provistos de elementos adecuados que permitirán la sujeción mediante soportes de suspensión o de amarre, indistintamente. Las distancias en altura, proximidades, cruzamientos y paralelismos cumplirán lo indicado en la ITC-BT-06. Cuando los cables crucen sobre vías públicas o zonas de posible circulación rodada, la altura mínima sobre calles y carreteras no será en ningún caso, inferior a 6 m. Figura 48. Acometida aérea en el Pabellón polideportivo 69/86

85 MEMORIA Instalación de enlace Se denominan instalaciones de enlace, aquellas que unen la caja general de protección o cajas generales de protección, incluidas éstas, con las instalaciones interiores o receptoras del usuario. Comenzarán, por tanto, en el final de la acometida y terminarán en los dispositivos generales de mando y protección. Estas instalaciones se situarán y discurrirán siempre por lugares de uso común y quedarán de propiedad del usuario, que se responsabilizará de su conservación y mantenimiento Caja General Protección Utilizaremos el fabricante Cahors Española y suministradora autorizada para nuestra compañía ENDESA-ERZ., con unas características técnicas de: Bases seccionables en carga tamaño BUC A Neutro seccionable con borne puesta a tierra de 50 mm2 Esquema 7 Bornes de entrada de 50 mm2 Bornes de salida de 50 mm2 Código ENDESA: Figura 49. CGP BUC Cahors Española 70/86

86 MEMORIA Caja general de protección y medida (CGP) Ubicada en el exterior del pabellón junto a la Sala adjunta, entre la parte privada y la pública lo más cerca posible del Cuadro General de Distribución. Disponemos de una Caja de protección y medida de la casa comercial Cahors Española, igual que la CGP. Su montaje se utiliza para sumiindividuales de potencia igual o inferior a 15 kw. Pueden ir empotradas o en el interior de nichos cerrados por una puerta metálica. La parte inferior de la CPM estará situada a una altura sobre el suelo de 0,5 m en vallas y 1,5 m en edificios. Características: Envolvente de poliéster reforzado con fibra de vidrio tipo MININTER-H con una mirilla. Cierre de cabeza triangular de 11 mm. Panel troquelado para un contador monofásico. Grado de protección IP43, según UNE Base fusible seccionable en carga tamaño 00, 160 A. Base de neutro seccionable. Conexión de cables mediante terminal fijados a tornillo M8 de acero inoxidable. Placa precintable, aislante y transparente de policarbonato. Se suministra cableada. Complemento: Puerta metálica con cierre triangular, para nicho de 400x540 mm. Figura 50. CPM-MF2 Cahors Española 71/86

87 MEMORIA Disponemos de un Contador Digital estático Monofásico de 63 A, de la marca comercal Orbis y unas características técnicas de: 3 módulos de anchura Salida de impulsos opto-aislada Display LCD retroiluminado con 7 dígitos Contador parcial reseteable Cumple con las normas de ENDESA-ERZ. Figura 51.Contador monofásico ORBIS Derivación individual La derivación individual se realizará bajo tubo empotrada en pared, con una sección de 2x25 mm 2 + TT 1x16 mm 2 y tal como podemos ver detallado en el plano número 30. Figura 52. Cable Derivación Individual PYSMIAN Afumex HZ 750 V (AS) 72/86

88 MEMORIA Canalizaciones Derivación Individual En el caso de la Derivación Individual estará instalada bajo tubo de 90 mm de la marca comercial Aiscan, su distancia será, como podemos comprobar en los planos número 30. Sus características técnicas son las siguientes: Según norma UNE-EN Código: Composición: Termoplástico exento de Halógenos. Resistencia a la compresión: >1250 N. Resistencia al impacto: >6J a -15ºC. Temperatura mínima y máxima de utilización: ºC. Rígido. Rigidez Dieléctrica: >2000 V. Resistencia de Aislamiento: >100 MOhm. Influencias externas: IP54. No es propagador de la llama. Color gris RAL Estos tubos se suministran en barras de 3 metros. Cumple con la norma UNE-EN [Antigua UNE (2) / IEC-754(2)] sobre "Material libre de Halógenos". La instalación de este producto se realizará según instrucciones del R.B.T. Aplicaciones: Acometidas exteriores. Figura 53.Tubo rígido Aiscan 90 mm 73/86

89 MEMORIA Caja para Interruptor de Control de Potencia Los dispositivos generales de mando y protección, se situarán lo más cerca posible del punto de entrada de la derivación individual en el local o vivienda del usuario. En viviendas y en locales comerciales e industriales en los que proceda, se colocará una caja para el interruptor de control de potencia, inmediatamente antes de los demás dispositivos, en compartimento independiente y precintable. Dicha caja se podrá colocar en el mismo cuadro donde se coloquen los dispositivos generales de mando y protección. En nuestro caso estará ubicada dentro de la sala adjunta, podemos observar en el plano 21. Figura 54. Cuadro de distribución Himel Schneider Líneas interiores Las líneas interiores de alimentación que parten desde los subcuadros instalados en la Sala Adjunta al Pabellón Polideportivo, están formados por cables tipo XLPE 0,6/1 kv colocados a vistas, sobre bandejas de acero galvanizado del tipo REJIBAND o similares, como puede ser de plástico de la marca comercial UNEX. El tipo de conductor de cada tramo de la instalación se detalla en los anexos de cálculo Conductores Identificación Conductores de fases serán de color negro, gris o marrón. Conductor de neutro será de color azul. Conductor de protección será de color amarillo-verde. 74/86

90 MEMORIA Conductores activos Se consideran como conductores activos en toda la instalación los destinados a la transmisión de energía eléctrica. En este caso, esta consideración se aplica a los conductores de fase y al conductor neutro. Serán de cobre, del tipo RZ1-K(AS) 0,6/1 kv aislados con polietireno reliculado (XLPE) y cubierta exterior de PVC de color negro, de la marca Pirelli Retenax o similar flexible. La sección de los conductores a utilizar se determinará de manera que la caída de tensión entre el origen de la instalación y cualquier punto de utilización sea inferior al 5% de la tensión nominal en el origen de la instalación de alumbrado. Conductores de protección Los conductores de protección serán de cobre y tendrán una sección mínima igual a la que se refleja en la Tabla 2 de la Instrucción ITC- BT-19, tomando como referencia la sección de los conductores de fase y neutro Medidas de protección En este apartado se incluyen la relación de todos los mecanismos elegidos de mando y protección para cada elemento de la instalación. La cual dispondrá de elementos de protección necesarios contra: Protección contra sobreintensidades. Sobrecargas y cortocircuitos. Todo circuito estará protegido contra los efectos de las sobreintensidades que puedan presentarse en el mismo, para lo cual la interrupción de este circuito se realizará en un tiempo conveniente o estará dimensionado para las sobreintensidades previsibles. Las sobreintensidades pueden estar motivadas por: - Sobrecargas debidas a los aparatos de utilización o defectos de aislamiento de gran impedancia. - Cortocircuitos. - Descargas eléctricas atmosféricas 75/86

91 MEMORIA Protección contra contactos directos. Éstas están previstas para proteger a las personas contra los peligros derivados del contacto directo con partes activas. Se basan en los siguientes principios: o Disposición que impida que la corriente eléctrica atraviese el cuerpo humano. o Limitación de la corriente que pueda atravesar el cuerpo humano a una intensidad no peligrosa (< 1mA). Según el artículo 51 de la Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el Trabajo (O.G.S.H.T.), y definidas en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, MIE BT 021, las medidas pasivas para evitar los contactos directos son las siguientes: o Recubrimiento o aislamiento de las partes activas o Interposición de obstáculos o barreras o Separación por distancia Protección contra contactos indirectos. Está concebida para proteger a las personas contra los peligros que pueden derivarse de un defecto de aislamiento entre las partes activas y masa u otras partes conductoras accesibles. Según la Instrucción Complementaria MIE BT 021, apartado 2, del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, es preceptivo establecer sistemas de protección contra contactos indirectos en aquellas instalaciones con tensiones superiores a los 50 V., agrupándose en dos clases: Clase A y Clase B. 76/86

92 MEMORIA Cuadros eléctricos Subcuadro de alumbrado Ubicada en la sala adjunta y dentro de la Caja del Interruptor de Potencia Himel Schneider, citada en el anterior apartado Constará de: Interruptor General Automático II 50 A, Pde: C, 6 kva Interruptor Diferencial II 25 A, sensibilidad 30 ma 6 Interruptor Automático II 10 A, Pde: C, 6 kva Estos 6 interruptores automáticos servirán para protección y mando de las diferentes líneas de alumbrado. Cada una de ellas tiene una carga en potencia de 750 W, es decir de 3 lámparas Cabana de 250 W cada una de ellas. ICPM El Interruptor de Control de Potencia, estará situado en el Cuadro General de Protección como encabezado. Protege todos los circuitos interiores. Cumplirá las siguientes características: Poder de corte: 6000 A UNE y RU 6101 C Curva ICP-M, según la recomendación UNESA 6101 C y Norma UNE Utilización: Interruptor de Control de Potencia del abonado Tornillos imperdibles de cabeza mixta Portaetiquetas incorporado Figura 55. ICP Legrand 77/86

93 MEMORIA Interruptor Diferencial o Interruptor diferencial 25 A, sensibilidad de 30 ma. Figura 56. Interruptor diferencia Legrand o Poder de corte: A UNE-EN : 92 o Tornillos imperdibles de cabeza mixta o Capacidad de embornamiento o 25 mm 2 flexible / 35 mm 2 rígido Interruptor Automático o Interruptor automático II 10 A, Pde: C, 6 kva o Poder de corte: A UNE-EN : 92 o Tornillos imperdibles de cabeza mixta o Capacidad de embornamiento: o 25 mm 2 flexible / 35 mm 2 rígido Figura 57. Interruptor automático Legrand Sala Adjunta En este caso, la iluminación de este apartado no es abasto de nuestro proyecto, ya que el cliente, es decir el Ayuntamiento de Peñarroya de Tastavins, nos comunica que la instalación es reciente y cumple con la normativa del REBT, según el Real Decreto 842/2002 de 2 de Agosto de La instalación y elementos de mando y protección, los podemos observar el apartado de Planos número /86

94 MEMORIA Luminaria pista polideportiva Las alimentaciones principales que parten del cuadro de distribución son de sección suficiente, como para no producirse calentamientos en los conductores, ni por caída de tensión, ya que no rebasa el 1,5 % tal como indica el REBT. Su grado de protección estará de acuerdo con la clasificación del área que pertenece. Marca: Philips Familia: Cabana Aplicación: Industrial o deportivas Carcasa: HPK150 Balasto: SON gear Flujo de lámpara: lm Potencia de la luminaria: W Código de medida: LVM Figura 58.Lámpara Cabana 250 W 79/86

95 MEMORIA Canalización líneas de alumbrado pista polideportiva Aprovechamos la estructura de la cubierta de la pista polideportiva para la instalación de las canalizaciones de alumbrado, como podremos comprobar en el apartado de planos número 19. Nuestras canalizaciones irán desde la Sala Adjunta hasta las mismas vigas de la estructura, serán de la casa comercial Aiscan, con un diámetro de 16 mm y con la siguiente tabla de características técnicas: Código: Composición: Termoplástico exento de Halógenos. Resistencia a la compresión: >1250 N. Resistencia al impacto: >6J a -5ºC. Temperatura mínima y máxima de utilización: -5+60ºC. Rígido. Rigidez Dieléctrica: >2000 V. Resistencia de Aislamiento: >100 MOhm. Influencias externas: IP54. No es propagador de la llama. Color gris RAL Estos tubos se suministran en barras de 3 metros. En cada tubo o curva se suministra un manguito sin cargo. Accesorios a utilizar: "AISCAN-HF" enchufable libre de halógenos. Cumple con la norma UNE-EN [Antigua UNE (2) / IEC-754(2)] sobre "Material libre de Halógenos". Aplicaciones: Instalaciones eléctricas en edificios públicos (aeropuertos, hospitales, metro, salas de ocio, garajes, etc.) de gran concurrencia de personas y/o donde se quiera evitar (en caso de incendio) gran emisión de humos y gases ácidos. Según norma UNE-EN La instalación de este producto se realizará según instrucciones del R.B.T. Figura 59.Tubo rígido Aiscan PVC 80/86

96 MEMORIA Cajas de derivación Las cajas para instalaciones de superficie estarán plastificadas con PVC, tendrán un cierre hermético con la tapa atornillada y serán de dimensiones a las que se adaptarán el tipo de cable o conductor utilizado. Estarán previstas de varias entradas con distintos diámetros. La fijación se realizará como mínimo con dos puntos de soporte, mediante tornillos de acero. Se utilizarán las cajas de derivación para superficie de la marca comercial Ide. Características técnicas: Fabricada con material de plástico y conos libres de halógenos. Conos libres de halógenos. Dimensiones:176 x 130 x 76 mm Tipo: Figura 60. Caja de derivación Ide Puesta a tierra La puesta a tierra se establece principalmente para asegurar la actuación de las protecciones y eliminar o reducir el riesgo que supone una avería en los materiales eléctricos utilizados. La puesta a tierra es directa, es decir sin fusible ni protección alguna mediante electrodos enterrados en el suelo. Mediante esta instalación se pretende conseguir que el conjunto de la instalación y superficies próximas al terreno no aparezcan diferencias de potencial eléctrico peligrosas o defectos de corriente, según nos establece el ITC-BT /86

97 MEMORIA Uniones a tierra Elección de los materiales que aseguren la puesta a tierra. El valor de la resistencia de puesta a tierra este conforme con las normas de protección y de funcionamiento de las instalaciones y se mantenga en dichos valores a lo largo del tiempo. Las corrientes de defecto a tierra y de fuga puedan circular sin peligro, desde el punto de visto mecánico, térmico y eléctrico. La solidez o la protección mecánica queda asegurada con independencia de las condiciones estimadas de influencias externas. Posibles riesgos por electrolisis que puedan afectar a partes metálicas de la instalación Tomas a tierra Las tomas a tierra a utilizar serán 5 picas de acero recubierto de cobre de diámetro 14 mm y de 1 metro de longitud. Estas picas estarán situadas en la parte exterior de la Sala adjunta, en la esquina Oeste más concretamente. Los conductores de cobre utilizados como electrodos serán de clase II de la norma UNE La profundidad nunca será inferior a 0,5 m y que no haga aumentar por condiciones externas el valor de la resistencia. Los materiales a utilizar no han de verse afectados en su resistencia mecánica y eléctrica por el efecto de la corrosión, pudiendo de esta forma comprometer las características de diseño de la instalación Conductores de tierra La sección de los conductores de tierra cuando están enterrados tendrán que estar de acuerdo con la ITC-BT-18. El conductor elegido es una cable trenzado de cobre desnudo de sección 35 mm. Durante la ejecución de las uniones entre conductores de tierra y electrodos de tierra se tiene que extremar la precaución para que resulte eléctricamente correcto. 82/86

98 MEMORIA Bornes de puesta a tierra En toda la instalación de puesta a tierra se debe prever un borne principal, al cual se tienen que unir los conductores siguientes: Conductores de tierra Conductores de protección Conductores de unión equipotencial principal Conductores de puesta tierra funcional, si son necesarios Este borne principal estará ubicado en la sala adjunta. Será de la marca comercial KLK de dimensiones 1500 mm x 16 mm de diámetro Conductores de protección Los conductores de protección servirán para asegurar la protección contra contactos indirectos. La sección de los conductores será la indicada en la tabla de la ITC-BT-18. Si aplicamos los valores de la tabla obtenemos valores normalizados, por este motivo hemos de utilizar los valores que tengan la sección normalizada inmediatamente superior. Estos valores solo serán válidos para conductores de protección del mismo tipo de material que los conductores activos. Los conductores de protección tienen que estar protegidos contra deterioros mecánicos, químicos, electroquímicos y esfuerzos electrodinámicos. Las conexiones deben ser accesibles para la verificación de ensayos. No existirá ningún aparato intercalado en el conductor de protección Revisión de las tomas de tierra Para la importancia que debe ofrecer esta instalación, desde el punto de vista de seguridad, tendrá que ser obligatoriamente comprobada por el director de obra o instalador autorizado en el momento del visto bueno para dar de alta dicha instalación y su posterior puesta en marcha. El personal técnico competente efectuará la comprobación de la instalación de puesta a tierra, al menos anualmente en la época que el terreno esté más seco. Para ello se medirá la resistencia del mismo y se repararan con carácter de urgencia los defectos que se encuentren. 83/86

99 MEMORIA 9. Planificación La planificación del proceso de montaje de las instalaciones FV debe de tener en cuentas las siguientes consideraciones: a) Un diseño correcto es imprescindible y condiciona el montaje. Por perfecta que sea la ejecución de este último, si el dimensionado y selección de materiales y equipos no es el adecuado, la instalación no funcionará correctamente. b) Las instalaciones FV, generalmente están ubicadas en lugares apartados y poco accesibles, así que debemos evitar haber de realizar visitas posteriores al término de la instalación a causa de problemas de ejecución o por fallos de los materiales o equipos. c) No existe un proceso único de montaje, aunque a veces determinadas fases del mismo deben ser ejecutadas previamente por otros. d) En todos los casos se han de respectar determinadas normas de instalación que la experiencia ha consagrado. Estas reglas constituyen el núcleo del estudio. e) Como cualquier otro tipo de instalación, debemos tener en cuenta en la fase de montaje las normativas oficiales de obligado cumplimiento que sean aplicables a las instalaciones FV. En todo caso, en la fase de diseñó o en la preparación del montaje, se han de considerar los siguientes aspectos prácticos relacionados con el planteamiento de la instalación: 1. Reducir en la medida de lo posible la distancia entre los elementos para minimizar el cableado, evitando así caídas de tensión y costos excesivos. 2. La facilidad de acceso para realizar el montaje y mantenimiento de los equipos, especialmente en el caos de los módulos fotovoltaicos. 3. La necesidad, tal como hemos realizado los estudios de situar los módulos orientados correctamente y asegurar la ausencia de sombras. 84/86

100 MEMORIA Diagrama de Gannt estimando la planificación es el siguiente: Descripción de las obras Colocación de los soportes Colocación de los módulos fotovoltaicos a las bases de los soportes I. del inversor I. de los cuadros de conexiones I. de bandejas y canales protectores I. de los módulos fotovoltaicos I. de todos los dispositivos de protección y mando I. equipos de medida Colocación de bandejas y sujección alumbrado Colocación de equipos de luminaria I. de luminarias y equipos auxiliares I. de protección y mando alumbrado I. de sistemas de seguridad Pruebas Dirección y Control de obra por parte de la ingenieria Dias /86

101 MEMORIA 10. Orden de prioridad de los documentos básicos El orden de prioridad de los documentos básicos es el siguiente: 2) Planos 3) Pliego de Condiciones 4) Presupuesto 5) Memoria Peñarroya de Tastavins, 10 de Diciembre del /86

102 ANEXOS Electrificación de un polideportivo con instalación fotovoltaica en su tejado conectada a la red eléctrica Documento Nº 3: ANEXO DE CÁLCULO AUTOR: Carlos Vives Antolí DIRECTOR: Lluís Guasch Pesquer 1/69

103 ANEXOS ANEXO DE CÁLCULO (3/8) 1. Documentación de partida Cálculos Cálculo de las pérdidas por posición y sombras Orientación e inclinación Pérdidas por sombras alejadas Cálculo de la distancia mínima entre paneles Cálculo producción fotovoltaica mediante programa PVGIS Localización Estimación de la PF mediante el programa PVGIS Producción Fotovoltaica con Inclinación 14 º Producción Fotovoltaica con Inclinación 36 º Resumen cálculos obtenidos mediante el simulador PVGIS Justificación promedio producción fotovoltaica Justificación económica Conclusión opción elegida Dimensionado del inversor y generador FV Cálculo de la potencia Número mínimo de módulos por ramal Número máximo de módulos por ramal Número de ramales en paralelo Comprobación de cálculos mediante programa Ingecon Sun Planner /69

104 ANEXOS Distribución final del sistema FV diseñado Cálculo diseño y dimensionado del cable Cálculo Iluminación Pista Polideportiva Análisis de iluminación Resumen estudio lumínico Cálculos analíticos luminarias Documentación de partida Cálculo analítico lumínico Cálculo secciones Formulas aplicadas Calculo de la acometida Cálculo de la Derivación Individual Calculo de la Línea Subcuadro Demanda de potencias subcuadro alumbrado Pista Polideportiva Demanda de potencias subcuadro Sala Adjunta Resumen cálculos sección Acometida, D.I. y Líneas Subcuadro Cálculo sección alumbrado Pista polideportiva Cálculo de la toma de tierra /69

105 ANEXOS 3. Otros documentos Procedimientos administrativos Procedimiento administrativo para la realización de una instalación Condiciones técnicas para la interconexión Solicitudes administrativas /69

106 ANEXOS 1. Documentación de partida La documentación de partida de la que disponemos es la de los datos constructivos de la pista polideportiva, las luminarias y módulos fotovoltaicos a instalar. A partir de aquí el diseño y cálculo de la instalación lumínica y como fotovoltaica. En los siguientes apartados se presentan los análisis y cálculos necesarios para la elaboración de este proyecto. 2. Cálculos 2.1. Cálculo de las pérdidas por posición y sombras En ocasiones las instalaciones fotovoltaicas se montan sobre superficies planas (por ejemplo en terrazas o sobre el suelo). En principio se podrían montar los módulos de manera horizontal y de esta forma no producirían sombras. Como resulta que en la mayoría de las situaciones interesa disponer los módulos con una cierta inclinación sobre la superficie horizontal, para aprovechar mejor la irradiación solar, hay que procurar que las filas de módulos no se sombreen unas a otras. En general en España se utiliza para instalaciones de conexión a red un ángulo de inclinación de unos 38º ya que es el ángulo que maximiza la radiación incidente anual. En el caso de instalaciones aisladas con demanda constante o mayor en invierno que en verano, se suele utilizar una inclinación del orden de º, ya que favorece la captación en los meses de menor radiación (invierno). Si la demanda se produce en verano la inclinación óptima es del orden de 15-20º. Cuando los módulos se colocan en varias filas es necesario estimar la distancia entre las estructuras Orientación e inclinación El objeto de este apartado es determinar las pérdidas de radiación por orientación e inclinación de los módulos fotovoltaicos. Estas pérdidas se deben a que toda disposición de la instalación fotovoltaica que no esté orientada en los parámetros óptimos, que según nuestros cálculos y el programa PVGIS, están definidos como α=0º y β= 36º, tendrán una disminución de energía. Es muy importante la correcta orientación de los paneles ya que de ello depende la mayor o menor generación de energía eléctrica. 5/69

107 ANEXOS Se deben tener en cuenta dos datos para una correcta instalación: - A: ángulo de azimut. Ángulo formado por la proyección del sol sobre el plano horizontal. Con dirección Sur, 0º. Con dirección Este,-90º.Con dirección Oeste, 90º. - B: ángulo de inclinación: El que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal. 0º para módulos horizontales, 90º para módulos verticales y valores intermedios. Figura 1. Orientación (α) e inclinación (β) La localización de España está en el hemisferio Norte, por lo tanto su ángulo de azimut será hacia el Sur geográfico (17º menos en relación con el Sur magnético). Solo en el caso de tener obstáculos y no poder orientarlos en esa dirección, se situarán hacia el Este. En los países situados en el hemisferio Sur, los paneles se orientarán hacia el Norte geográfico. El ángulo de inclinación se calcula con la latitud del lugar donde se van a instalar los paneles, añadiendo unos grados a esa latitud. Teniendo la latitud del lugar donde se realice la instalación fotovoltaica, recurrimos a la siguiente tabla para saber el ángulo de inclinación que debemos poner en los paneles fotovoltaicos. 6/69

108 ANEXOS Se suma la latitud a los grados indicados según la misma. LATITUD 0 a 4 grados 10 grados ÁNGULO DE INCLINACIÓN 5 a 20 grados Latitud + 5 grados 21 a 45 grados Latitud + 10 grados 46 a 65 grados Latitud + 15 grados Más de 65 grados 80 grados Tabla 1. Orientación según las coordenadas de situación Introduciendo los valores de α y β en nuestro campo fotovoltaico, se determinan unas pérdidas por inclinación y orientación aproximadas del 5 %, en el caso que la configuración elegida sea con una inclinación óptima, es decir de 36 º β, en cambio si nuestra elección es de 14 º β, como será finalmente nuestro diseño fotovoltaico, dichas pérdidas serán entre el 5 y 10 %, como podemos observar en el gráfico siguiente: Figura 2. Diagrama para determinar las pérdidas por posición 7/69

109 ANEXOS Como observamos en la posición de los módulos con el diseño elegido finalmente de α= 30º y β=14 º, se disminuye entre un 5-10%, la energía solar incidente máxima, que corresponde a la posición diseñada. Esta pérdida se tendrá en cuenta en el apartado de cálculos para la determinación del rendimiento global Pérdidas por sombras alejadas Figura 3. Plano de emplazamiento Polideportivo Municipal Una de las ventajas principales en nuestra instalación es que la posición del complejo polideportivo, está a una altura y alejado del centro urbano, lo que nos beneficia en la posibilidad de que existan pérdidas por sombras producidas por algún edificio contiguo. 8/69

110 ANEXOS Cálculo de la distancia mínima entre paneles En el caso de instalar varias filas de paneles, debemos situarlas de manera que no se den sombra entre ellas y que, por otro lado, ocupen el menor terreno posible, por ahorro en superficie y en los cables de la instalación. En ese caso utilizamos la siguiente expresión: d = h/ tan (61 latitud) (1) Donde: 1/ tan (61 latitud) es un coeficiente adimensional denominado k. LATITUD 29º 37º 39º 41º 43º 45º K 1,6 2,246 2,475 2,747 3,078 3,487 Tabla 2.Coeficiente adimensional k La separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente no será inferior a la obtenida por la expresión interior, aplicando h a la diferencia de alturas entre la parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las medidas de acuerdo con el plano que contiene a las bases de los módulos. En nuestro proyecto hemos realizado nuestros cálculos mediante un dibujo con el programa autocad, sabiendo el ángulo de altura solar, ω, aquel en el que se produce la sombra más alargada, es decir el día 21 de diciembre, que corresponde al menor valor del ángulo altura solar (recorrido solar). El recorrido solar del 21 de diciembre se caracteriza porque al mediodía (12:00 hora solar), cuando el sol se halla sobre el Sur, se forma con el Cenit un ángulo igual a la Latitud j + la declinación (d = + 23,5º), de manera que se puede calcular la altura solar como A = 90 - j - 23,5º. En nuestro caso, con una latitud de 40º N, el 21 de diciembre al mediodía la altura del sol será A = ,5 = 26,5º, más cerca del horizonte que del cenit. La distancia d, medida sobre la horizontal, entre unas filas de módulos obstáculo, de altura h, que pueda producir sombras sobre la instalación deberá garantizar un mínimo de 4 horas de sol en torno al mediodía del solsticio de invierno. Esta distancia d será superior al valor obtenido por la expresión: Algunos valores significativos de k se pueden ver en la tabla 2 en función de la latitud del lugar. 9/69

111 ANEXOS Figura 4. Separación entre filas en caso de superficie plana Como podemos comprobar en Peñarroya de Tastavins, dicho ángulo de altura solar es del orden de 25 º, correspondiente a las 12 horas del día 21 de diciembre. Figura 5.Ejemplo cálculo distancia antisombreado con módulo Kyocera 200W con AUTOCAD En los planos 9-18, vemos dos configuraciones para cada modelo de módulo fotovoltaico, en el caso de la configuración 1 es adaptando la instalación a la misma inclinación de la cubierta, es decir 14º, sin tener que tomar una distancia antisombreado, en el caso referente a la configuración 2, calculando los 26º de recorrido solar, para tomar las distancias que vemos a continuación: Célula Nº Módulo Potencia (W) Dimensiones (mm) Longitud Anchura Recorrido Solar Distancia Antisombreado(mm) Policristalina ,5º 530 Policristalina ,5º 670 Policristalina ,5º 750 Monocristalina ,5º 690 Monocristalina ,5º 810 Tabla 3. Cálculo distancia antisombreado con recorrido solar AUTOCAD 10/69

112 ANEXOS 2.2. Cálculo producción fotovoltaica mediante programa PVGIS Localización Para realizar el primer paso del cálculo aproximado de la producción fotovoltaica, debemos situar correctamente las coordenadas exactas de la instalación, para ello utilizamos un programa online del Gobierno de Aragón, denominado SITAR. El Sistema de Información Territorial de Aragón (SITAR) es una herramienta del Centro de Información Territorial de Aragón (CINTA), servicio de la Dirección General de Ordenación del Territorio del Departamento de Política Territorial, Justicia e Interior del Gobierno de Aragón. El CINTA se dedica a organizar la producción, obtención y tratamiento de la documentación, además de a la difusión de información relacionada con el espacio aragonés en materia de Ordenación del Territorio. En este apartado se encuentra una introducción al CINTA y al SITAR, a sus productos y servicios, además de una base de datos de noticias generadas por el Centro. Esta herramienta nos dará los datos de localización exactos de la instalación con coordenadas cartesianas UTM ED50 Huso 30. Figura 6. Situación del polideportivo municipal mediante programa SITAR 11/69

113 ANEXOS A continuación pasamos los datos de coordenadas cartesianas UTM ED50 Huso 30 a geográficas. X=756951,77 metros. Y= ,51 metros. 40º45 18 Norte 0º2 29 Este Estimación de la PF mediante el programa PVGIS Entramos al programa elegido, mediante el enlace: Figura 7. Página principal programa PVGIS 12/69

114 ANEXOS Una vez tenemos situada la instalación, debemos pasar los datos al programa PVGIS, con las coordenadas citadas anteriormente. Figura 8. Situación de la instalación en el programa PVGIS Para efectuar la estimación de la producción fotovoltaica en esta instalación, debemos seleccionar en la ventana de la derecha en la figura 2, los datos más aproximados de nuestra instalación, es decir: Tipo de tecnología de la célula fotovoltaica de los módulos. Potencia pico de la instalación (kwp) Estimación de las pérdidas Montaje de la instalación (sobre cubierta o en huerta fotovoltaica). Inclinación de los módulos. Ángulo azimut. Todos estos parámetros los hemos citado en la Memoria. En el caso de la estimación de pérdidas y ángulo azimut, podemos ver el desarrollo de cálculo en el apartado 2.1 de Cálculos de las pérdidas por posición y sombras 13/69

115 ANEXOS Figura 9. Ejemplo de cálculo con datos de placa 215 W e inclinación 36º Módulos fotovoltaicos en distintas inclinaciones Como ya hemos citado anteriormente, la inclinación de la cubierta es de 14º, que no es la óptima según el programa citado de PVGIS, cuya inclinación la otorga a 36º, por ello realizamos un estudio con en número de módulos fotovoltaicos que se podrán instalar en la cubierta con dichas inclinaciones, teniendo en cuenta que al realizar una instalación con 36º,deberemos dejar una distancia de entre las placas instaladas, para evitar las sombras que producirá el ángulo solar, con respecto a los otros módulos. Esta distancia provocará que en este tipo de configuración no entrarán tanto número de módulos, aunque están tendrán una mayor producción fotovoltaica. Todas estas configuraciones las podemos observar en el apartado Planos, en los números: /69

116 ANEXOS Número de módulos fotovoltaicos INCLINACIÓN 14º TIPO CÉLULA MODELO FILAS MÓDULOS Policristalina Monocristalina INCLINACIÓN 36º TOTAL PLACAS POTENCIA INSTALADA (kw) Kyocera 87 W ,672 Kyocera 175 W Kyocera 200 W ,4 Sanyo 195 W ,5 Sanyo 215 W ,48 Tabla 4. Nº módulos fotovoltaicos en la cubierta con inclinación 14º TIPO CÉLULA MODELO FILAS MÓDULOS Policristalina Monocristalina TOTAL PLACAS POTENCIA INSTALADA (kw) Kyocera 87 W ,4 Kyocera 175 W ,2 Kyocera 200 W ,2 Sanyo 195 W ,8 Sanyo 215 W ,86 Tabla 5. Nº módulos fotovoltaicos en la cubierta con inclinación 36º 15/69

117 ANEXOS Producción Fotovoltaica con Inclinación 14 º Prueba nº1 Figura 10. Promedio de la PF anual según PVGIS con módulo de 87 W 16/69

118 ANEXOS Prueba nº2 Figura 11. Promedio de la PF anual según PVGIS con módulo de 175 W 17/69

119 ANEXOS Prueba nº3 Figura 12. Promedio de la PF anual según PVGIS con módulo de 200 W 18/69

120 ANEXOS Prueba nº4 Figura 13. Promedio de la PF anual según PVGIS con módulo de 195 W 19/69

121 ANEXOS Prueba nº5 Figura 14. Promedio de la PF anual según PVGIS con módulo de 215 W 20/69

122 ANEXOS Producción Fotovoltaica con Inclinación 36 º Prueba nº6 Figura 15. Promedio de la PF anual según PVGIS con módulo de 87 W 21/69

123 ANEXOS Prueba nº7 Figura 16. Promedio de la PF anual según PVGIS con módulo de 175 W 22/69

124 ANEXOS Prueba nº8 Figura 17. Promedio de la PF anual según PVGIS con módulo de 200 W 23/69

125 ANEXOS Prueba nº9 Figura 18. Promedio de la PF anual según PVGIS con módulo de 195 W 24/69

126 ANEXOS Prueba nº10 Figura 19. Promedio de la PF anual según PVGIS con módulo de 215 W 25/69

127 ANEXOS Resumen cálculos obtenidos mediante el simulador PVGIS. El programa de simulación PVGIS nos facilita una serie de tablas con los datos de nuestra futura instalación, en ella podemos observar cuatro parámetros distintos: E d : promedio de la producción eléctrica diaria del sistema instalado (kwh). E m : promedio de la producción eléctrica mensual del sistema (kwh). H d : promedio de la irradiación solar global diaria por m 2 recibido por los módulos fotovoltaicos del sistema instalado (kwh/m 2 ). H m : promedio de la irradiación solar global mensual por m 2 recibido por los módulos fotovoltaicos del sistema instalado (kwh/m 2 ) Justificación promedio producción fotovoltaica: Con el fin de realizar un cálculo más aproximado de la producción fotovoltaica real, elegimos el E m (promedio de la producción eléctrica mensual del sistema (kwh)). Podemos observar como con la inclinación de 14º llegamos a tener un mayor promedio de producción fotovoltaica, ya que al no tener una distancia antisombreado, el número de módulos instalados es mayor y por lo tanto la producción fotovoltaica también. Observamos que existen una serie de módulos FV que nos dan un mejor promedio, pero debemos tener en cuenta que su fabricación es mediante célula monocristalina, su precio será mayor. Calculamos una media diaria comparativa por horas entre cada uno de los módulos estudiados de producción diaria anual. Resumen gráfico: TIPO CÉLULA Policristalina MODELO POTENCIA PICO (kw) PRODUCCIÓN ANUAL (MWh) PRODUCCIÓN DIARIA (kwh) Kyocera 87 W 39,672 50,6 5,78 Kyocera 175 W 49 62,5 7,13 Kyocera 200 W 50,4 64,3 7,34 Monocristalina Sanyo 195 W 58,48 74,6 8,51 Sanyo 215 W 58,48 74,6 8,51 Tabla 6. Resumen promedio producción fotovoltaica con inclinación 14º 26/69

128 ANEXOS TIPO CÉLULA Policristalina MODELO POTENCIA PICO (kw) PRODUCCIÓN ANUAL (MWh) PRODUCCIÓN DIARIA (kwh) Kyocera 87 W 30,4 40,1 4,58 Kyocera 175 W 39,2 51,7 5,9 Kyocera 200 W 39,2 51,7 5,9 Monocristalina Sanyo 195 W 46,8 61,8 7,05 Sanyo 215 W 43,9 57,9 6,61 Tabla 7. Resumen promedio producción fotovoltaica con inclinación 36º Cabe recordar que todos los resultados de producción anual son datos-promedios obtenidos del programa simulador PVGIS. Como podemos observar el promedio de producción anual en el caso de inclinación óptima (36º) es menor a la instalación con 14º, lo que nos servirá de detonante para descartar el citado con anterioridad y basar nuestro estudio final en las distintas pruebas con inclinación de la cubierta, es decir 14º Justificación económica: A continuación podemos ver una tabla con la comparación económica de cada una de estas pruebas realizadas y su promedio correspondiente de producción fotovoltaica. En este apartado solo será objeto de estudio las pruebas con inclinación de 14º, ya que el caso de inclinación óptima ha sido descartado, debido a que el promedio de producción anual era menor al citado con anterioridad. Potencia Módulo (W) Precio unitario módulo Nº Módulos Precio total Promedio PF (MWh) , ,00 50, , ,00 62, , ,00 64, , ,00 74, , ,64 74,6 Tabla 8. Resumen económico pruebas realizadas. 27/69

129 ANEXOS Conclusión opción elegida: Tras observar todos los datos estudiados, como son promedio de producción fotovoltaica, tipo de célula, precio de los módulos instalados realizamos unas comparativas, es decir; Placa Kyocera KC 85: vemos como el precio de la instalación fotovoltaica será el más alto entre los módulos de célula policristalina, mientras que su producción fotovoltaica será la menor. Placa Kyocera 175 GHT2: el promedio de producción fotovoltaica es muy cercano al modelo siguiente de mayor potencia, mientras que el inconveniente principal en este caso será la diferencia que existe económicamente entre una y otra instalación, que es de Placa Kyocera 200 GHT2: el precio de la instalación será con diferencia el más económico de las cinco opciones finalmente elegidas, aunque su producción fotovoltaica sea inferior en 10 kw respecto a los modelos de células monocristalinas. Placa Sanyo HIT 195 BE y placa Sanyo 215 NHE: estos modelos tendrás una producción muy superior a los anteriores, pero la diferencia económica de instalación será muy notable, ya que respecto al mejor módulo con célula policristalina, su precio será de Este inconveniente nos decidirá finalmente para que nuestra opción elegida sea el módulo FV Kyocera 200 GHT2 con fabricación de célula policristalina. Cabe recordar que según el fabricante de los módulos FV, le eficiencia de los mismos respecto a las distintas células de fabricación es de 1,9 puntos, ya que los elementos monocristalinos tienen una eficiencia energética del 14,6%, mientras que los policristalinos es del 16,5%. 28/69

130 ANEXOS 2.3. Dimensionado del inversor y generador FV En las especificaciones técnicas del inversor ser recogen importantes advertencias que hay que considerar durante el diseño y montaje de la instalación. El tipo de configuración de la instalación y su interconexionado determina el número, rango de tensiones y potencia del inversor o inversores Cálculo de la potencia Cuando la potencia nominal de todos los inversores de la instalación supere 5 kw la acometida a la red general debe ser trifásica, de acuerdo al RD 1663/00. Para comenzar el dimensionado hay que fijar o la potencia nominal del inversor, o la potencia pico del generador, en función de la superficie disponible, inversión económica, etc. En general la potencia del inversor no debe ser superior a la potencia pico del generador fotovoltaico, ya que el inversor no funcionará a su potencia nominal. Esto es debido a que, en condiciones climáticas reales, un generador fotovoltaico nunca produce la potencia pico ya que la temperatura normal de funcionamiento es mayor a 25ºC, cuando la irradiancia es de 1000 W/m 2, ya que los niveles medio alcanzados en España varían entre 400 y 700 W/m 2. Teniendo en cuenta estas consideraciones, el rango de potencias nominales del inversor puede oscilar entre 0,7 y 1,2 la potencia pico del generador fotovoltaico. En nuestro caso tenemos un generador fotovoltaico con una potencia de: Potencia placa instalada * nº de módulos fotovoltaicos= 200 W * 252 paneles = 50,4 kw 29/69

131 ANEXOS Separamos la instalación en dos partes iguales, es decir como si fueran dos instalaciones de 126 paneles cada una, con una potencia de 25,2 kw. De esta forma podemos ajustar nuestro número de paneles al máximo, ya que encontramos un Inversor de potencia 20 kw, ya que no existen otros de potencias similares a 50 kw. Rango potencia campo FV recomendado kwp Rango de tensión MPP V Tensión máxima DC 900 V Intensidad máxima DC 57 A Tabla 9. Características del Inversor INGENCON SUN 20 kw Número mínimo de módulos por ramal El número mínimo de módulos por ramal viene limitado por la tensión mínima de entrada al inversor. Ecuación número 2. = ( ) ( º ) (2) = número mínimo de módulos por ramal conectados en serie ( ) = Tensión en PMP 30/69

132 ANEXOS El valor mínimo de la tensión de entrada al inversor debe ser menor o igual que la tensión de máxima potencia mínima del generador fotovoltaico que corresponde cuando la temperatura del módulo es máxima. Esto sucede para una irradiancia del orden de 1000W/m 2 y una temperatura ambiente máxima, que suele darse en verano y que para climas como el de España se puede considerar de 45ºC. La temperatura del módulo en estas condiciones se determina mediante la expresión dada en la Seite 197. Que para estas condiciones, le corresponde una temperatura del módulo de aproximadamente 70 ºC. Cuando la tensión en el punto de máxima potencia del generador está por debajo de la tensión de entrada mínima del inversor en la que éste actúa como seguidor del punto de máxima potencia, U PMP ( INV ), el inversor no será capaz de seguir el punto de máxima potencia del generador fotovoltaico o incluso, en el peor de los casos, que se apague. Por ello se debe dimensionar, de manera que el número mínimo de módulos conectados en serie en un ramal se obtenga como el cociente de la tensión mínima de entrada del inversor en PMP y la tensión mínima del módulo en el punto de máxima potencia para 1000 W/m 2, en España, para una temperatura del módulo del orden de 70 ºC. En el caso de que en la hoja de especificaciones del fabricante no se indique el valor de la tensión del punto de máxima potencia del módulo a 70 ºC, se puede calcular a partir de la variación de tensión con la temperatura. Tabla 10. Curvas características módulo fotovoltaico KYOCERA 200 W 31/69

133 ANEXOS Tabla 11. Curvas características módulo fotovoltaico KYOCERA 200 W Tabla 12. Características eléctricas del módulo fotovoltaico KYOCERA 200 W 32/69

134 ANEXOS Efectuamos nuestros cálculos con las características eléctricas de la placa fotovoltaica elegida y la ecuación número 2: = ( ) = 405 = 15,22 ( º ) 26,6 Para los módulos monocristalinos y policristalinos comerciales se puede considerar que la tensión del punto de máxima potencia a esta temperatura es de un 18% menor que la del módulo en condiciones STC. Aquí se han indicado unos valores de referencia. El lector deberá considerar, en cada caso, con la mayor precisión posible, la temperatura máxima y mínima que pueden alcanzar los módulos. En el caso de que la instalación fotovoltaica está integrada en la fachada o en el tejado y no tenga ventilación posterior pueden llegar a alcanzarse temperaturas de hasta 100ºC. En este caso la tensión U PMP (100ºC) es la que utilizaría para determinar el número mínimo de módulos para ramal. En el caso de configuraciones con ramales largos puede ocurrir que cuando se producen muchas sombras se produzcan grandes descensos de la tensión PMP. Esto se debe tener en cuenta en el dimensionado. El lector podrá encontrar programas de simulación donde pueden comprobar los límites del rango de tensiones de ajuste entre el inversor y el generador así como la frecuencia con que se alcanzarán los valores extremos con el objeto de buscar una solución óptima. En nuestro caso hemos realizado una simulación con el programa que nos ofrece el suministrador del inversor, llamado Ingecon Sun Planner, de la empresa INGENCON. 33/69

135 ANEXOS Número máximo de módulos por ramal El valor máximo de la tensión de entrada al inversor corresponde con la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico cuando la temperatura del módulo es mínima. La temperatura del módulo mínima corresponde con una temperatura ambiente mínima, la cual se define con -5ºC y una irradiancia mínima de 100 W/m 2. Según los cálculos realizados, nuestra tensión en circuito abierto en condiciones estándar no variará excesivamente con la temperatura mínima, a pesar de ello mantendremos en estos cálculos un margen de error, que luego comprobaremos mediante el programa que nos da el fabricante del inversor, para los resultados finales. = ( ) ( ) (3) á ( ) =Tensión máxima de entrada al inversor (V) ( ) = Tensión en circuito abierto a la temperatura estándar del módulo (V) á = á ( ) ( ) = = 21,08 paneles, Número de ramales en paralelo El número de ramales conectados en paralelo debe cumplir que la corriente de cortocircuito máxima de un ramal por el número de ramales conectados en paralelo sea menor a la corriente máxima admisible en la entrada del inversor, es decir: = ( ) ( ) (4) = número máximo de ramales que se pueden conectar en paralelo á ( ) =Intesidad máxima de entrada al inversor (A) ( ) = Intesidad en cortocircuito de cada ramal (A) 34/69

136 ANEXOS Según la ecuación 4, el número máximo de ramales conectados en paralelo corresponde a: = á ( ) = = 6,82 ramales ( ), El valor obtenido se ajusta a un número entero de 6 ramales, para que no se sobrepase la corriente máxima que podrá soportar a la entrada el inversor. La corriente de cortocircuito de cada ramal I cc ramal, corresponde a la temperatura máxima del módulo, en España, es de unos 70ºC. De esta forma se determina si la sobrecarga que va a soportar es insignificante o no. Esto se puede realizar de forma detallada con un programa de simulación adecuado, como hemos dicho anteriormente el Ingecon Sun Planner. La sobrecarga del inversor determinada mediante un programa como el citado, puede ser menor que el valor real. Esto se puede deber a un envejecimiento prematuro del inversor o también al fallo de los dispositivos electrónicos de potencia que lo constituyen Comprobación de cálculos mediante programa Ingecon Sun Planner: Figura 20. Comprobación mediante el Programa Sun Planner 35/69

137 ANEXOS INFORME PDF: Figura 21. Datos de comprobación Ingencon Sun Planner 36/69

138 ANEXOS Distribución final del sistema FV diseñado: Número de módulos totales 252 paneles Número de ramales (string) en paralelo 6 Número de módulos por ramal 21 V PMP por ramal 552,3 V Tensión circuito abierto por ramal (Vco) 690,9 V Intensidad de cortocircuito por ramal (Icc) 8,21 A Intensidad entrada del inversor 57 A Número de inversores 2 inversores Tabla 13. Características generales del sistema 37/69

139 ANEXOS 2.4. Cálculo diseño y dimensionado del cable Una vez determinadas las características del generador fotovoltaico y del inversor, han de dimensionarse los elementos auxiliares, entre los que se encuentra el cableado para la conexión de los diferentes equipos. Como podemos observar en los planos y hemos citado anteriormente, se crean dos subgrupos de conexión de las placas, para la total adaptación de las mismas con la superficie de la cubierta y características del Inversor con la potencia nominal en el mercado existente. De estos dos subgrupos, se conectaran a una caja de conexiones de DC, (Max connect), de ella se irá a las conexiones del Inversor nº1 y nº2 respectivamente, de ahí mediante sus correctas protecciones y equipos de medida al punto de conexión a red de la compañía ERZ-ENDESA. El dimensionado del cableado se debe realizar teniendo en cuenta las indicaciones del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. Para ello, hay que determinar el tipo de conductor, nivel de aislamiento, sección y tipo de instalación (al aire, empotrado, bajo tubo, etc.) El nivel de aislamiento requerido depende de las tensiones que deben soportar así como del tipo de montaje. En general, las tensiones que deben soportar los cables no suelen superar los 0,6/1 kv, por lo que éste debe ser el nivel de aislamiento exigible al cable. En el caso de instalaciones más grandes así como de ramales muy largos de módulos se debe comprobar la resistencia de los cables a la tensión máxima a circuito abierto del generador fotovoltaico. El tipo de conductor a utilizar es de cobre, unipolar y preparado para intemperie si va instalado en exteriores. Finalmente, el cálculo de la sección del cable se realiza teniendo en cuenta que se deben de cumplir los dos criterios siguientes: que el cable tenga una corriente máxima admisible superior a la máxima corriente que pueda circular por él y que la caída de tensión máxima que se produzca en el cable al circular por él, la corriente máxima sea inferior a un cierto valor. 38/69

140 ANEXOS Cálculo de la sección por corriente máxima admisible El dimensionado de las secciones de los cables se realiza de manera que soporte la máxima corriente posible que pueda circular por él. Para ello se deben cumplir los valores de corriente máxima permitida por los cables que se fija en el REBT. La corriente máxima, que puede circular por los cables entre módulos, o por un ramal, es la corriente de cortocircuito de un ramal en condiciones estándar. =,, (5) 49,26 8,21 = 41,05 Otra alternativa, que requiere menor sección, es diseñar el generador fotovoltaico de tal forma que por cada ramal no pueda circular corriente procedente de otros ramales. Esto se realiza colocando fusibles de seguridad bien calibrados y ajustados a un valor del orden 1,3 veces la corriente máxima que pueda circular por el ramal y situado a la salida del mismo. El cable se selecciona de las tablas del REBT según el tipo de montaje y corregido por factores como temperatura ambiente, agrupaciones de cables en un mismo conducto, etc., de forma que la corriente máxima admisible del cable sea mayor que 1,3 veces la, corriente máxima,, que puede circular por él: Donde:, > 1,3, (6), = corriente máxima admisible del cable (A), = corriente máxima que puede circular por el ramal (A) 42 > 1,3 7,61 Los cables del generador fotovoltaico suelen ser unipolares, de cobre, instalados al aire, en montaje superficial, que unen las cajas de conexiones de los módulos y desde éstas a una caja de conexiones general para unir varios ramales. 39/69

141 ANEXOS Para instalaciones fotovoltaicas con varios ramales se colocan por lo general fusibles en cada ramal. Se utilizan fusibles muy sensibles. La sección de cable entre módulos y la del cable de salida de un ramal debe admitir la corriente máxima que puede circular por él con un factor de seguridad (como mínimo, 1,3 veces la corriente de cortocircuito del ramal en condiciones STC), ajustando la corriente de corte del fusible al valor de la sección del conductor. Para evitar fallos en la desconexión la corriente nominal de los fusibles deben ser por lo menos 1,25 veces la corriente nominal del ramal. Como los fallos se pueden dar tanto en el polo positivo como en el polo negativo, los fusibles se deben colocar en ambos polos. Como protección del cable se pueden emplear también interruptores magnetotérmicos. En el caso de utilizarlos se debe tener en cuenta que han de ser adecuados para el uso en corriente continua. Cálculo de la sección por caída de tensión máxima admisible Además de cumplir el criterio anterior de corriente máxima admisible, la sección del conductor debe cumplir el criterio de evitar que la caída de tensión que se puede producir en él sea inferior a un cierto valor. El valor exacto de la caída de tensión máxima admisible en un circuito viene descrito, para instalaciones convencionales en el REBT. Sin embargo, este reglamento no indica nada acerca de los circuitos de las instalaciones fotovoltaicas. Por lo general, se suele considerar que la caída de tensión máxima desde dentro del generador fotovoltaico hasta la entrada al inversor debe ser inferior al 1% de la tensión de funcionamiento del generador fotovoltaico en condiciones estándar (STC). La experiencia demuestra que esta recomendación del 1% en las instalaciones fotovoltaicas en las que la tensión de entrada al inversor es mayor a 120 V se alcanza con secciones normales sin ninguna dificultad. Las instalaciones fotovoltaicas que funcionan a una tensión de entrada en el inversor menor de 120 V, que no es nuestro caso, y en que la distancia entre el generador fotovoltaico y el inversor es elevada, se debe reconsiderar la ubicación del inversor para acercarlo al generador fotovoltaico, o instalar un cable de sección elevada o, por último admitir que además de un 1% de la caída de tensión en cada ramal se permita una caída adicional de otro 1% en el tramo de la salida de los ramales hasta el inversor. Esta última opción es la que produce mayores pérdidas en el cableado. 40/69

142 ANEXOS Como la corriente a la salida del generador fotovoltaico suele ser inferior y en valores medios aproximadamente igual a la mitad de la corriente que produce el generador fotovoltaico en condiciones estándar, resulta que para un valor de diseño de una caída de tensión del 2% en condiciones STC en la parte continua, la producción anual disminuye en un 1%. Esta pérdida se puede compensar se con la configuración seleccionada se evitan otros inconvenientes como por ejemplo, sombras en el generador FV. Dimensionado del cableado de un ramal Después de dimensionar la sección de un cable según su corriente admisible hay que garantizar que cumple también el criterio de caída de tensión máxima y que ésta es menor del 1% de la tensión nominal. Con la fórmula siguiente se puede calcular la sección del cable entre módulos y del ramal, para longitudes de las líneas de ramal similares. Aquí se ha considerado una pérdida en el cable del 1% sobre la red del ramal en condiciones STC. El resultado de la expresión anterior se redondea al valor normalizado inmediatamente superior (2,5 mm 2, 4 mm 2, 6 mm 2, 10 mm 2 ). S = ( ) % ( ) (7) L = Longitud del cable (m) I ( ) = Corriente de cortocircuito del ramal en STC S r = Sección del cable (mm 2 ) = conductividad del cable (Cu=56) U ( ) =Tensión del ramal en STC 41/69

143 ANEXOS Resumen de cálculo de sección de cables: CÁLCULO DEL CIRCUITO DE MÓDULOS A LA CAJA PROTECCIÓN DE DC RAMAL L(m) m Plinia (W) Vlinia (V) 42/69 Smin (mm 2 ) S (mm 2 ) cdt linia (V) cdt linia (%) 1 42,5 21, ,3 1,11 4 5, ,5 25, ,3 1,34 4 5, ,5 30, ,3 1,58 4 5, ,5 34, ,3 1,81 4 5, ,5 37, ,3 1,94 4 5, ,5 41, ,3 2,18 4 5,523 1 Tabla 14. Cálculo cableado ecuación 6. Módulos hasta caja de protección Max connect Dimensionado del cable principal en corriente continúa El cableado de la parte de corriente continua sebe soportar la corriente máxima producida en el generador fotovoltaico y la caída máxima de tensión admisible. Debido a que la corriente de cortocircuito del generador FV es sólo un poco mayor que la corriente en el punto de máxima potencia, se utiliza como valor de diseño de la corriente continua de la red principal 1,25 veces la corriente de cortocircuito del generador en condiciones STC según la IEC Además del criterio de corriente máxima admisible también debe asegurarse que la caída de tensión sea menor de un cierto valor, normalmente de un 1% de la tensión nominal de funcionamiento. Las expresiones a utilizar son las mismas que las del apartado anterior. Por otro lado, los fusibles instalados en esta zona de corriente continua no tienen una función de protección contra sobrecargas o cortocircuitos ya que éstos no son significativos por la limitación física que tiene la corriente producida por el generador fotovoltaico. Como protección contra los defectos de aislamiento se suelen utilizar dispositivos de defecto de aislamiento adaptados para corriente continua. El cable a utilizar se debe seleccionar de manera que cumpla con el criterio de corriente admisible según el REBT, teniendo en cuenta los factores de corrección por diferentes conceptos como la temperatura y tipo de montaje. El valor obtenido de la sección de cable de la red continua, se redondea al valor mayor inmediatamente superior de las secciones de cable normalizadas (2,5 mm 2, 4 mm 2, 6 mm 2, 10 mm 2, 16 mm 2, 25 mm 2, 35 mm 2, ). Las pérdidas totales en el cable principal de continua para la sección elegida se determinan mediante la expresión de la ecuación

144 ANEXOS anterior (7). Se aconseja para la red de corriente continua principal conducciones unipolares con aislamiento de 0,6/1 kv y separadas en conducciones positivas y negativas. En el caso de emplear conducciones tipo multipolares se debe dejar el hilo con funda verde/ amarillo sin carga alguna. Para proteger la instalación fotovoltaica de los rayos se deben emplear conducciones apantalladas. RAMAL L(m) m DIMENSIONADO DEL CABLE PRINCIPAL EN C.C. Icc (STC) (A) V PMP (V) S min (mm 2 ) S (mm 2 ) cdt línea (V) cdt línea (%) ,26 552,3 10, ,523 1 Tabla 15. Cálculo cableado del Subgrupo 1 (7). Caja de conexiones Max connect hasta Inversor 1 RAMAL L(m) m DIMENSIONADO DEL CABLE PRINCIPAL EN C.C. Icc (STC) (A) V PMP (V) S min (mm 2 ) S (mm 2 ) cdt línea (V) cdt línea (%) ,26 552,3 5,63 6 5,523 1 Tabla 16. Cálculo cableado del Subgrupo 2(7). Caja de conexiones Max connect hasta Inversor 2 Dimensionado del cable de corriente alterna En este caso también se realiza un primer cálculo según la corriente admisible. Después se calcula la sección del cable de conexionado a la red de corriente alterna para una caída de tensión del 5% de la tensión nominal. Para instalaciones de hasta 5 kw resultan en la mayoría de las veces secciones de hasta 6 mm 2. Para determinar las pérdidas que se producen con las secciones de cable empleadas se utilizan las siguientes fórmulas: 43/69

145 ANEXOS Además la impedancia de la red, también denominada resistencia de rectificación, debe ser a la entrada del inversor menor a 1,25 Ω.Dicha resistencia se determina en función de la longitud (distancia al punto de conexión) y sección del cable de conexión a la red de alterna. = ( ) % (8) L = Longitud del cable (m) I = Corriente nominal del Inversor Ingencon Sun 20 kv S CA = Sección del cable (mm 2 ) = conductividad del cable (Cu=56) U =Tensión nominal de la red RAMAL L(m) DIMENSIONADO DEL CABLE DE CORRIENTE ALTERNA m Imáx INV (A) V PMP (V) S min (mm 2 ) S (mm 2 ) cdt línea (V) cdt línea (%) cos φ ,26 552,3 0, , ,5 49,26 552,3 0, , Tabla 17. Cálculo cableado mediante ecuación 8, para alimentación trifásica a la red. 44/69

146 ANEXOS 2.5. Cálculo Iluminación Pista Polideportiva Realizamos un estudio lumínico con lámparas de tres distintas potencias para comprobar la viabilidad de instalar un mayor número de luminarias de pequeña potencia o un menor número con de potencia superior. Pero siempre basándonos en los límites de uniformidad y lúmenes medios para el caso de actividades deportivas. Al instalar luminarias de una menor potencia, debemos colocarlas a una altura inferior my con un haz más ancho, para que se cumplan los niveles de uniformidad, en el caso contrario las luminarias pueden estar a una mayor altura respecto al suelo, no molestando tampoco tanto en la posible actividad deportiva y con haz de una mayor variabilidad. Todas las lámparas estudiadas son de características de vapor metálico, cuya teoría ya hemos citado en el apartado de memoria Análisis de iluminación 45/69

147 Fecha: Los valores nominales mostrados en este informe son el resultado de cálculos exactos, basados en luminarias colocadas con precisión, con una relación fija entre sí y con el área en cuestión. En la práctica, los valores pueden variar debido a tolerancias en luminarias, posición de las luminarias, propiedades reflectivas y suministro eléctrico. CalcuLuX Area 7.4.

148 Fecha: Índice del contenido 1. Descripción del proyecto Vista superior del proyecto 3 2. Resumen Información general Luminarias del proyecto Resultados del cálculo 4 3. Resultados del cálculo Fútbol sala: Tabla de texto Fútbol sala: Tabla gráfica Fútbol sala: Curvas iso Fútbol sala: Iso sombreado Fútbol sala: Trazado 3-D 9 4. Detalles de las luminarias Luminarias del proyecto Datos de la instalación Leyendas Posición y orientación de las luminarias 11 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 2/12

149 Fecha: Descripción del proyecto 1.1 Vista superior del proyecto Y(m) A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A X(m) A 4ME350 +9ME100 R GC D350 Escala 1:200 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 3/12

150 Fecha: Resumen 2.1 Información general El factor de mantenimiento general utilizado en este proyecto es Luminarias del proyecto Código A Ctad. 44 Tipo de luminaria 4ME350 +9ME100 R GC D350 Tipo de lámpara 1 * CDO-ET100W Pot. (W) Flujo (lm) 1 * 8300 Potencia total instalada: 5.06 (kw) 2.3 Resultados del cálculo Cálculos de (I)luminancia: Cálculo Tipo Iluminancia en la Fútbol sala superficie Unidad lux Med 306 Mín/Med 0.33 Mín/Máx 0.25 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 4/12

151 Fecha: Resultados del cálculo 3.1 Fútbol sala: Tabla de texto Rejilla Cálculo : Fútbol sala en Z = -0 m : Iluminancia en la superficie (lux) X (m) Y (m) > < Media Mín/Media Mín/Máx Factor mantenimiento proy Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 5/12

152 Fecha: Fútbol sala: Tabla gráfica Rejilla Cálculo : Fútbol sala en Z = -0 m : Iluminancia en la superficie (lux) Y(m) A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A X(m) A 4ME350 +9ME100 R GC D350 Media Mín/Media Mín/Máx Factor mantenimiento proy Escala 1:200 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 6/12

153 Fecha: Fútbol sala: Curvas iso Rejilla Cálculo : Fútbol sala en Z = -0 m : Iluminancia en la superficie (lux) Y(m) A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A 300 A A X(m) A 4ME350 +9ME100 R GC D350 Media Mín/Media Mín/Máx Factor mantenimiento proy Escala 1:200 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 7/12

154 Fecha: Fútbol sala: Iso sombreado Rejilla Cálculo : Fútbol sala en Z = -0 m : Iluminancia en la superficie (lux) Y(m) A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A X(m) A 4ME350 +9ME100 R GC D350 Media Mín/Media Mín/Máx Factor mantenimiento proy Escala 1:200 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 8/12

155 Fecha: Fútbol sala: Trazado 3-D Rejilla Cálculo : Fútbol sala en Z = -0 m : Iluminancia en la superficie (lux) X(m) Y(m) Media Mín/Media Mín/Máx Factor mantenimiento proy Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 9/12

156 Fecha: Detalles de las luminarias 4.1 Luminarias del proyecto Megalux 4ME350 1xCDO-ET100W/828 +9ME100 R GC D350 Coeficientes de flujo luminoso DLOR : 0.76 ULOR : 0 TLOR : 0.76 Balasto : Conventional Flujo de lámpara : 8300 lm Potencia de la luminaria : W Código de medida : LVM Diagrama de intensidad luminosa (cd/1000 lm) 120 o 150 o 180 o 150 o 120 o 90 o 90 o 60 o 60 o o 0 o 30 o C = 180 o Imáx C = 0 o C = 270 o C = 90 o Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 10/12

157 Fecha: Datos de la instalación 5.1 Leyendas Luminarias del proyecto: Código Ctad. Tipo de luminaria A 44 4ME350 +9ME100 R GC D350 Tipo de lámpara 1 * CDO-ET100W Flujo (lm) 1 * Posición y orientación de las luminarias Ctad. y código X [m] Posición Y [m] Z [m] Apuntamiento:Angulos Rot. Inclin90 Inclin0 1 * A 1 * A 1 * A 1 * A 1 * A * A 1 * A 1 * A 1 * A 1 * A * A 1 * A 1 * A 1 * A 1 * A * A 1 * A 1 * A 1 * A 1 * A * A 1 * A 1 * A 1 * A 1 * A * A 1 * A 1 * A 1 * A 1 * A * A 1 * A 1 * A 1 * A 1 * A * A 1 * A 1 * A 1 * A 1 * A * A 1 * A 1 * A Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 11/12

158 Fecha: Ctad. y código X [m] Posición Y [m] Z [m] Apuntamiento:Angulos Rot. Inclin90 Inclin0 1 * A Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 12/12

159 Fecha: Los valores nominales mostrados en este informe son el resultado de cálculos exactos, basados en luminarias colocadas con precisión, con una relación fija entre sí y con el área en cuestión. En la práctica, los valores pueden variar debido a tolerancias en luminarias, posición de las luminarias, propiedades reflectivas y suministro eléctrico. CalcuLuX Area 7.4.

160 Fecha: Índice del contenido 1. Descripción del proyecto Vista superior del proyecto 3 2. Resumen Información general Luminarias del proyecto Resultados del cálculo 4 3. Resultados del cálculo Fútbol sala: Tabla de texto Fútbol sala: Tabla gráfica Fútbol sala: Curvas iso Fútbol sala: Iso sombreado Fútbol sala: Trazado 3-D 9 4. Detalles de las luminarias Luminarias del proyecto Datos de la instalación Leyendas Posición y orientación de las luminarias 11 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 2/11

161 Fecha: Descripción del proyecto 1.1 Vista superior del proyecto Y(m) F F F F F F F F F F F F X(m) F HPK380 P-MB +GPK380 PCR Escala 1:200 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 3/11

162 Fecha: Resumen 2.1 Información general El factor de mantenimiento general utilizado en este proyecto es Luminarias del proyecto Código F Ctad. 12 Tipo de luminaria HPK380 P-MB +GPK380 PCR D546 Tipo de lámpara 1 * HPI-P400W-BU Pot. (W) Flujo (lm) 1 * Potencia total instalada: 5.14 (kw) 2.3 Resultados del cálculo Cálculos de (I)luminancia: Cálculo Tipo Iluminancia en la Fútbol sala superficie Unidad lux Med 246 Mín/Med 0.35 Mín/Máx 0.25 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 4/11

163 Fecha: Resultados del cálculo 3.1 Fútbol sala: Tabla de texto Rejilla Cálculo : Fútbol sala en Z = -0 m : Iluminancia en la superficie (lux) X (m) Y (m) > < Media Mín/Media Mín/Máx Factor mantenimiento proy Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 5/11

164 Fecha: Fútbol sala: Tabla gráfica Rejilla Cálculo : Fútbol sala en Z = -0 m : Iluminancia en la superficie (lux) Y(m) F F F F F F F F F F F F X(m) F HPK380 P-MB +GPK380 PCR Media Mín/Media Mín/Máx Factor mantenimiento proy Escala 1:200 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 6/11

165 Fecha: Fútbol sala: Curvas iso Rejilla Cálculo : Fútbol sala en Z = -0 m : Iluminancia en la superficie (lux) Y(m) F F 350 F F F F F 300 F F F F F X(m) F HPK380 P-MB +GPK380 PCR Media Mín/Media Mín/Máx Factor mantenimiento proy Escala 1:200 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 7/11

166 Fecha: Fútbol sala: Iso sombreado Rejilla Cálculo : Fútbol sala en Z = -0 m : Iluminancia en la superficie (lux) Y(m) F F F F F F F F F F F F X(m) F HPK380 P-MB +GPK380 PCR Media Mín/Media Mín/Máx Factor mantenimiento proy Escala 1:200 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 8/11

167 Fecha: Fútbol sala: Trazado 3-D Rejilla Cálculo : Fútbol sala en Z = -0 m : Iluminancia en la superficie (lux) X(m) Y(m) Media Mín/Media Mín/Máx Factor mantenimiento proy Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 9/11

168 Fecha: Detalles de las luminarias 4.1 Luminarias del proyecto PerformaLux HPK380 1xHPI-P400W-BU/743 P-MB +GPK380 PCR D546 Coeficientes de flujo luminoso DLOR : 0.72 ULOR : 0.11 TLOR : 0.83 Balasto : Conventional Flujo de lámpara : lm Potencia de la luminaria : W Código de medida : LVMA Diagrama de intensidad luminosa (cd/1000 lm) 120 o 150 o 180 o 150 o 120 o 90 o 90 o 60 o 60 o o 0 o 30 o C = 180 o Imáx C = 0 o C = 270 o C = 90 o Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 10/11

169 Fecha: Datos de la instalación 5.1 Leyendas Luminarias del proyecto: Código Ctad. Tipo de luminaria F 12 HPK380 P-MB +GPK380 PCR D546 Tipo de lámpara 1 * HPI-P400W-BU Flujo (lm) 1 * Posición y orientación de las luminarias Ctad. y código X [m] Posición Y [m] Z [m] Apuntamiento:Angulos Rot. Inclin90 Inclin0 1 * F 1 * F 1 * F 1 * F 1 * F * F 1 * F 1 * F 1 * F 1 * F * F 1 * F Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 11/11

170 Fecha: Los valores nominales mostrados en este informe son el resultado de cálculos exactos, basados en luminarias colocadas con precisión, con una relación fija entre sí y con el área en cuestión. En la práctica, los valores pueden variar debido a tolerancias en luminarias, posición de las luminarias, propiedades reflectivas y suministro eléctrico. CalcuLuX Area 7.4.

171 Fecha: Índice del contenido 1. Descripción del proyecto Vista superior del proyecto 3 2. Resumen Información general Luminarias del proyecto Resultados del cálculo 4 3. Resultados del cálculo Fútbol sala: Tabla de texto Fútbol sala: Tabla gráfica Fútbol sala: Curvas iso Fútbol sala: Iso sombreado 8 4. Detalles de las luminarias Luminarias del proyecto 9 5. Datos de la instalación Leyendas Posición y orientación de las luminarias 10 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 2/10

172 Fecha: Descripción del proyecto 1.1 Vista superior del proyecto Y(m) C C C C C C C C C C C C C C C C C C X(m) C HPK150 P-WB +GPK150 R +G Escala 1:200 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 3/10

173 Fecha: Resumen 2.1 Información general El factor de mantenimiento general utilizado en este proyecto es Luminarias del proyecto Código C Ctad. 18 Tipo de luminaria HPK150 P-WB +GPK150 R +GC Tipo de lámpara 1 * HPI-P250W-BU Pot. (W) Flujo (lm) 1 * Potencia total instalada: 5.87 (kw) 2.3 Resultados del cálculo Cálculos de (I)luminancia: Cálculo Tipo Iluminancia en la Fútbol sala superficie Unidad lux Med 304 Mín/Med 0.52 Mín/Máx 0.41 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 4/10

174 Fecha: Resultados del cálculo 3.1 Fútbol sala: Tabla de texto Rejilla Cálculo : Fútbol sala en Z = -0 m : Iluminancia en la superficie (lux) X (m) Y (m) < > Media Mín/Media Mín/Máx Factor mantenimiento proy Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 5/10

175 Fecha: Fútbol sala: Tabla gráfica Rejilla Cálculo : Fútbol sala en Z = -0 m : Iluminancia en la superficie (lux) Y(m) C C C C C C C C C C C C C C C C C C X(m) C HPK150 P-WB +GPK150 R +G Media Mín/Media Mín/Máx Factor mantenimiento proy Escala 1:200 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 6/10

176 Fecha: Fútbol sala: Curvas iso Rejilla Cálculo : Fútbol sala en Z = -0 m : Iluminancia en la superficie (lux) Y(m) C C C C C C C C 350 C C C C C C C C C C X(m) C HPK150 P-WB +GPK150 R +G Media Mín/Media Mín/Máx Factor mantenimiento proy Escala 1:200 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 7/10

177 Fecha: Fútbol sala: Iso sombreado Rejilla Cálculo : Fútbol sala en Z = -0 m : Iluminancia en la superficie (lux) Y(m) C C C C C C C C C C C C C C C C C C X(m) C HPK150 P-WB +GPK150 R +G Media Mín/Media Mín/Máx Factor mantenimiento proy Escala 1:200 Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 8/10

178 Fecha: Detalles de las luminarias 4.1 Luminarias del proyecto Cabana HPK150 1xHPI-P250W-BU/743 P-WB +GPK150 R +GC Coeficientes de flujo luminoso DLOR : 0.79 ULOR : 0 TLOR : 0.79 Balasto : SON gear Flujo de lámpara : lm Potencia de la luminaria : W Código de medida : LVM Diagrama de intensidad luminosa (cd/1000 lm) 120 o 150 o 180 o 150 o 120 o 90 o 90 o 60 o 60 o o 0 o 30 o C = 180 o Imáx C = 0 o C = 270 o C = 90 o Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 9/10

179 Fecha: Datos de la instalación 5.1 Leyendas Luminarias del proyecto: Código Ctad. Tipo de luminaria C 18 HPK150 P-WB +GPK150 R +GC Tipo de lámpara 1 * HPI-P250W-BU Flujo (lm) 1 * Posición y orientación de las luminarias Ctad. y código X [m] Posición Y [m] Z [m] Apuntamiento:Angulos Rot. Inclin90 Inclin0 1 * C 1 * C 1 * C 1 * C 1 * C * C 1 * C 1 * C 1 * C 1 * C * C 1 * C 1 * C 1 * C 1 * C * C 1 * C 1 * C Philips Lighting B.V. - CalcuLuX Area 7.4. Página: 10/10

180 ANEXOS Resumen estudio lumínico FAMILIA POTENCIA NOM. (W) Nº LÁMPARAS POT.TOTAL INST. (W) CUMPLE REQUISITOS Megalux no Cabana sí Péndola no Tabla 18. Resumen luminarias estudiadas Realizamos un estudio con tres posibles configuraciones, cada una de ella eligiendo una lámpara de distinta potencia. Con estos estudios observaremos como la no necesidad de a mayor potencia, mayor rendimiento lumínico y de esta forma evitar un gasto innecesario de energía. Todas las configuraciones estudiadas deberán mantener los niveles de uniformidad e iluminación media según la normativa vigente. La primera opción elegida es una lámpara de 100 W de vapor de halogenuros metálicos. Al ser una luminaria de menor potencia, su instalación debe estar situada a una altura baja para poder tener una iluminación media requerida. Deberemos instalar un mayor número de ellas, para cumplir con dichos requisitos. La segunda configuración es una lámpara de 250 W de vapor de halogenuros metálicos. La última opción tiene una luminaria de 400 W, al ser de mayor potencia deberá estar instalada a una altura superior que las dos anteriores, pero nunca superior a los 11 metros, que es la altura máxima de la cubierta, por lo tanto, está opción como hemos podido comprobar anteriormente, no cumple con los requisitos mínimos, ya que a pesar de tener una mayor potencia todo el sistema, su uniformidad no es la exigida. Una vez que ya hemos comprobado cual debe ser la configuración más adecuada, tanto en rendimiento lumínico, como en gasto de potencia, afinamos más en los puntos concretos donde irán instaladas las luminarias en la estructura de la cubierta del pabellón polideportivo. Y los situamos finalmente en una altura variable, acogiéndonos a la estructura los anclajes. Comprobando finalmente que todos nuestros cálculos en la instalación final cumplirá los parámetros de la normativa consultada con los siguientes datos de calidad. 46/69

181 ANEXOS 2.6. Cálculos analíticos luminarias Documentación de partida: En cálculos eléctricos: Para la determinación de la instalación eléctrica a implantar en el área de servicio, se parte de las demandas de potencia que una actividad de este tipo requiere. A partir del análisis de los receptores eléctricos que conformaran la instalación, se necesita la potencia necesaria para cada receptor, a partir de la cual se calcularan las intensidades y caídas de tensión con las que se comprobaran si las secciones o calibres de las protecciones se adjuntaran a las especificaciones del reglamento actual. En cálculos lumínicos: Para la determinación de la instalación de la iluminación a implantar al pabellón polideportivo, es parte de la guía técnica de los puestos de trabajo (Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo) y Normativa vigente, Real Decreto 486/ Cálculo analítico lumínico: Determinación del Nivel de Iluminación En el real Decreto 486/1997 viene dada una tabla con los niveles mínimos de luz recomendados para diferentes actividades y tareas, siendo los siguientes valores los necesarios en el caso de nuestro pabellón. Deporte Niveles de Iluminación Deportiva Nivel de actividad E(Lux) U IRC Tc Futbol en cubierto Amateur 300 0, Baloncesto en cubierto Amateur 300 0, Tabla 19. Nivel de iluminación U= uniformidad IRC= índice reproducción de color Tc= temperatura de color relativa (kelvin) E= nivel medio iluminancia (lux) 47/69

182 ANEXOS Coeficiente de reflexión Debemos tener presente en coeficiente de reflexión del techo, la pared, el suelo y el mobiliario. En esta tabla se pueden observar los valores: Partes Coeficiente de reflexión ( r ) Mobiliario 80% Techo 70% Pared 50% Suelo 30% Tabla 20. Valores del coeficiente de reflexión Factor de Conservación (Fc) Este valor dependerá del grado de suciedad ambiental y de la frecuencia en la cual se limpie el pabellón. A continuación se puede ver los factores de conservación dependiendo del ambiente: Ambiente Factor de conservación ( Fc ) Limpio 0,8 Sucio 0,6 Tabla 21. Valores del factor de conservación Para realizar los cálculos tenemos en cuenta un factor de conservación de 0,8, es decir limpio, ya que no se realizan actividades que digan lo contrario, al ser todas deportivas. 48/69

183 ANEXOS Factor de Utilización (h) El factor de utilización se encuentra a partir del índice local y factores de reflexión. Los valores los cogemos en función de K y r. Teniendo en cuenta que el valor es insignificante para los cálculos se elige 1. Cálculos Necesarios para la iluminación Interior Para encontrar el flujo necesario (F), se utiliza la fórmula siguiente: Según los datos y con la ecuación anterior: = h (9) 1*300*814*0,8= lm F=Flujo luminoso total (lm) E= Iluminancia (lux) S=Superficie sala (m 2 ) h= Coeficiente de utilización Fc= Factor de conservación 49/69

184 ANEXOS Luminarias necesarias Utilizaremos la fórmula siguiente para calcular las luminarias necesarias en la sala: = (10) = 7, N= número de luminarias necesarias F=Flujo luminoso total (lm) F = flujo de luminaria (lm) n= número de lámparas por luminaria Para hacer la distribución uniforme de las luminarias por toda la superficie de manera que se cumplan los requisitos de iluminación media de la zona: = = Na= número de luminarias para longitud Nb= número de luminarias para amplitud Nt= Número total de luminarias a= amplitud de la zona b= longitud de la zona Para comprobar que los resultados son válidos (que el nivel de iluminación media sea igual o superior que el necesario para la zona): 50/69

185 ANEXOS = h (11) ,8 18 = Em= iluminación media n= número de lámparas por luminaria F = flujo de luminaria (lm) S=Superficie sala (m 2 ) Fc= Factor de conservación h= Coeficiente de utilización N= número de luminarias necesaria Vemos que los resultados obtenidos en el cálculo analítico están dentro de los parámetros según el prestigioso programa Calculux Area. A pesar de que nos da una iluminancia media mucho más elevada, no la tenemos en cuenta, ya que según normativa es de 300 lux. Finalmente decidimos diseñar el sistema lumínico con los resultados del programa consultado. 51/69

186 ANEXOS 2.7. Cálculo secciones Formulas aplicadas Formulas para el cálculo de sección de los conductores: Sistema Trifásico Sistema monofásico = =[ ] (12) = + =[ ] (13) = = Potencia de Cálculo en Vatios L=Longitud de Cálculo en metros e=cdt en Voltios K=Conductividad I=Intensidad en Amperios =[ ] (14) = + =[ ] (15) V=Tensión de servicio en Voltios (Trifásica o Monofásica) S=Sección del conductor en mm 2 n=nº de conductores por fase =Reactancia por unidad de longitud en mω/m Formulas para el cálculo de la Conductividad Eléctrica = (16) = (1+ ( 20)) (17) = +(( ) ) (18) 52/69

187 ANEXOS K=Conductividad del conductor a la Temperatura T = Resistividad del conductor a la Temperatura T. = Resistividad del conductor a la Temperatura 20ºC. Cu= 0,018 Al=0,0029 α =Coeficiente de temperatura Cu= 0,00392 Al=0,00403 T= Temperatura del conductor (ºC) = Temperatura ambiente (ºC) Cables enterrados= 25ºC Cables al aire= 40ºC T max = Temperatura máxima admisible del conductor (ºC) XLPE,EPR= 90ºC PVC=70 ºC I=Intensidad prevista para el conductor (A) I max =Intensidad máxima admisible del conductor (A) Formulas para el cálculo del Cortocircuito: = (19) I pcci = Intensidad permanente de c.c. en inicio de línea en ka. Ct= Coeficiente de tensión V=Tensión en trifásica en V Zt=Impedancia total en mω, aguas arriba del punto de c.c. (sin incluir la línea o circuito de estudio) = (20) I pccf = Intensidad permanente de c.c. al final de línea en ka. Ct= Coeficiente de tensión V=Tensión monofásica en V Zt=Impedancia total en mω, aguas arriba del punto de c.c. (sin incluir la línea o circuito de estudio 53/69

188 ANEXOS La impedancia total hasta el punto del cortocircuito será de: Zt=(Rt 2 +Xt 2 ) 1/2 Rt: R 1 +R R n ( suma de las resistencias de la línea aguas arriba hasta el punto de c.c) Xt: X 1 +X X n ( suma de las reactancias de la línea aguas arriba hasta el punto de c.c) = = R=Resistencia de la línea en mω X=Reactancia de la línea en mω L=Longitud de la línea en m C R =Coeficiente de resistividad K=Conductividad del metal S=Sección de la línea en mm 2 X U =Reactancia de la línea, en mω por metro n=nº de conductores por fase = Ω (21) = Ω (22) = (23) t micc =Tiempo máximo en segundos que un conductor soporta una I pcc. C c =Constante que depende de la naturaleza del conductor y de su aislamiento. S=Sección de la línea en mm 2 I pccf =Intensidad permanente de c.c. en fin de línea en [A] = (24) t ficc =Tiempo de fusión de un fusible para una determinada intensidad de cortocircuito I pccf =Intensidad permanente de c.c. en fin de línea en [A] 54/69

189 ANEXOS =, (25), L max =Longitud máxima de conductor protegido a c.c. (m) (por cada fusible) V f =Tensión de fase (V) K=conductividad S= Sección del conductor en mm 2 X U =Reactancia de la línea, en mω por metro. En conductores aislados solo por 0,1. n=nº de conductores por fase C t =0,8: es el coeficiente de tensión C R =1,5: es el coeficiente de resistencia I F5 =Intensidad de fusión en amperios de fusible en 5 seg. Curvas validas. (Para protección de Interruptores Automáticos dotados de Relé electromagnético). CURBA B: I MAG = 5 I N CURBA C: I MAG = 10 I N CURBA D I MA: I MAG = 20 I N Potencias: A continuación expondremos la demanda de potencia: Línea subquadro alumbrado: 4500 W Línea subquadro sala adjunta: 4250 W TOTAL: 8,75 kw 55/69

190 ANEXOS Cálculo de la acometida Tensión de servicio: 230V Canalización: Aérea al aire Longitud: 5 m, cos: 0,8; X u :0 Potencia a instalar: 8,75 kw Potencia de cálculo: (Según ITC-BT-47 y ITC-BT-44): o Coeficiente mayorización (km): 8750x1,8=3306,6 W o Coeficiente utilización (ku): 8750x0,4=7000 W o Coeficiente simultaneidad (ks): 8750x0,8= 3500 W Total potencia de cálculo: 13806,6 W I= 13806,6/(230x0,8)= 75,03 A Se eligen conductores Unipolares 1*16 mm + 1*10 mm Aislamiento, Nivel Aislamiento RZ1-Al (AS)-No propagador de incendios, emisión de humos y opacidad reducida I.ad.40 ºC (F C =0,8) 91 A, según ITC-BT-06, posada en fachada. Temperatura del cable: 40 ºC Caída de tensión: e (parcial) = 5 x 13806,6 / 56x230x16= 0,33 V=0,148% e (total) =0,148 % ADMIS (2% MAX.) Cálculo de la Derivación Individual Tensión de servicio: 230V Canalización: Multipolar, Tubos en superficie o Empotrados en obra Longitud:10 m, cos: 0,8; X u :0 Potencia de cálculo: (Según ITC-BT-47 y ITC-BT-44): o Coeficiente mayorización (km): 8750x1,8=3306,6 W o Coeficiente utilización (ku): 8750x0,4=7000 W o Coeficiente simultaneidad (ks): 8750x0,8= 3500 W Total potencia de cálculo: 13806,6 W I= 13806,6/(230x0,8)= 75,03 A Se eligen conductores Unipolares 2*25 mm 2 +TT x25 mm 2 Cu I.ad. a 25 ºC (F C =0,8) 84 A, según ITC-BT-07 Diámetro del tubo: 90 mm Caída de tensión: Temperatura del cable e (parcial) = 10 x 13806,6 / 56x230x25= 0,43 V=0,47% e (total) =0,19 % ADMIS (1,5% MAX.) 56/69

191 ANEXOS Cálculo de la Línea Subcuadro Tensión de servicio: 230V Canalización: Multipolar, Tubos en superficie o Empotrados en obra Longitud: 25 m, cos: 0,8; X u :0 Potencia de cálculo: (Según ITC-BT-47 y ITC-BT-44): o Coeficiente mayorización (km): 8750x1,8=3306,6 W o Coeficiente utilización (ku): 8750x0,4=7000 W o Coeficiente simultaneidad (ks): 8750x0,8= 3500 W Total potencia de cálculo: 13806,6 W I= 13806,6/(230x0,8)= 75,03 A Se eligen conductores Unipolares 2*25+TT x25 mm 2 Cu I.ad. a 25 ºC (F C =0,8) 84 A, según ITC-BT-07 Diámetro del tubo: 90 mm Caída de tensión: Temperatura del cable e (parcial) = 25 x 13806,6 / 56x230x25= 1,07V=0,44% e (total) =0,44 % ADMIS (3% MAX.) Demanda de potencias subcuadro alumbrado Pista Polideportiva: Línea A: 750 W Línea B: 750 W Línea C: 750 W Línea D: 750 W Línea E: 750 W Línea F: 750 W o Total: 4500 W Demanda de potencias subcuadro Sala Adjunta: Alumbrado de emergencia: 400 W Línea Alumbrado: 400 W Línea Tomas de corriente: 3450 W o Total: 4250 W Total Potencia Subcuadro: 8750 W Total Potencia: 8,75 kw 57/69

192 ANEXOS Resumen cálculos sección Acometida, D.I. y Líneas Subcuadro: Tensión Longitud Sección Descripción (V) e (parcial)v e (total) % (m) (mm 2 ) 1x16 + Acometida 230 0,33 0, x10 D.I ,43 0, x25 Línea Subcuadro 230 1,07 0, x25 Tabla 22.Resumen cálculo sección Diámetro Conductor tubo RZ1-AL (AS) RZ1-AL (AS) 90 RZ1-AL (AS) Cálculo sección alumbrado Pista polideportiva Una vez determinadas las características de las luminarias, número necesaria de ellas y posición en la cubierta, debemos calcular la sección desde el cuadro general de protección y mando hasta las lámparas Cabana. El total de número de luminarias Philips Cabana instaladas en la cubierta polideportiva es de 18, las cuales estarán separadas en 6 grupos de tres, protegidos por un PIA, cuya intensidad nominal calcularemos todo seguido. Este diseño se debe a que aunque la instalación esté diseñada según la normativa con un nivel medio de iluminación de 300 lux, casi nunca será necesaria. De este modo podremos ahorrar energía, alumbrando la pista con el número de lámparas que creamos necesario en cada momento, siempre con múltiplos de tres, es decir, o 18, que es toda la iluminación máxima instalada. El dimensionado del cableado se debe realizar teniendo en cuenta las indicaciones del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. Para ello, hay que determinar el tipo de conductor, nivel de aislamiento, sección y tipo de instalación (al aire, empotrado, bajo tubo, etc.) Nos basaremos según el REBT con la ITC 25, de instalaciones interiores en viviendas, ya que el nivel de electrificación no es muy elevado en nuestra instalación. El nivel de aislamiento requerido depende de las tensiones que deben soportar así como del tipo de montaje. En general, las tensiones que deben soportar los cables no suelen superar los 0,6/1 kv, por lo que éste debe ser el nivel de aislamiento exigible al cable. El tipo de conductor a utilizar es de cobre, unipolar y preparado para intemperie si va instalado en exteriores. 58/69

193 ANEXOS Finalmente, el cálculo de la sección del cable se realiza teniendo en cuenta que se deben de cumplir los dos criterios siguientes: que el cable tenga una corriente máxima admisible superior a la máxima corriente que pueda circular por él y que la caída de tensión máxima que se produzca en el cable al circular por él, la corriente máxima sea inferior a un cierto valor. Cálculo de la sección por corriente máxima admisible El dimensionado de las secciones de los cables se realiza de manera que soporte la máxima corriente posible que pueda circular por él. Para ello se deben cumplir los valores de corriente máxima permitida por los cables que se fija en el REBT. Realizamos el cálculo con la Ley de Ohm: = (26) Teniendo en cuenta que la potencia es de 750 W, es decir 3 lámparas de 250 W y la tensión es la nominal de la instalación. Según la ecuación anterior 12, realizamos el cálculo por intensidad máxima admisible: = = 750 = 3,26 (27) 230 Cálculo de la sección por caída de tensión máxima admisible Además de cumplir el criterio anterior de corriente máxima admisible, la sección del conductor debe cumplir el criterio de evitar que la caída de tensión que se puede producir en él sea inferior a un cierto valor. El valor exacto de la caída de tensión máxima admisible en un circuito viene descrito, para instalaciones convencionales en el REBT. Por lo general, se suele considerar que la caída de tensión máxima es de: 3%: circuitos interiores y alumbrado 5%: resto de las instalaciones 59/69

194 ANEXOS S = % (28) L = Longitud del cable (m) P= Potencia de cada ramal de alumbrado S I = Sección del cable (mm 2 ) = conductividad del cable (Cu=56) U =Tensión nominal de la instalación RAMAL L(m) CÁLCULO DEL CIRCUITO ALUMBRADO POLIDEPORTIVO P línea (W) V línea (V) Smin (mm2) S (mm2) cdt línea (V) cdt línea (%) PIA (A) A ,83 1,5 6, B ,76 1,5 6, C 40, ,67 1,5 6, D ,60 1,5 6, E 30, ,51 1,5 6, F 25, ,42 1,5 6, Tabla 23. Cálculo de sección según ecuación 28 El cuadro general de protección y mando estará compuesto por: - Interruptor General de Protección: 25 A - Interruptor General de Automático: - Interruptor Diferencial Automático: 25 A y 30 ma de sensibilidad. - Pequeño Interruptor Automático: 10 A La electrificación de la sala adjunta ya estaba instalada y diseñada antes de la realización del diseño de este proyecto, cumpliendo con las normas del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. 60/69

195 ANEXOS 2.8. Cálculo de la toma de tierra Todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la parte de alterna como de continua, estarán conectadas a una única toma de tierra, la cual será independiente a la del neutro de la empresa distribuidora, según el REBT. E n este tipo de instalación hemos de tener en cuenta la resistencia del terreno. Para determinar aproximadamente la resistencia de tierra nos guiaremos por la ITC-BT-18, del REBT que establece los diferentes valores de resistividad, dependiendo de la naturaleza del terreno. El método que utilizaremos en nuestro caso, es de electrodos de pica de tierra vertical y un conductor enterrado horizontalmente. a) Pica vertical: = (29) b) Conductor enterrado horizontalmente: = (30) Donde: =Resistencia del terreno (m*ω) = Número de picas =Longitud de la pica o Longitud del conductor (m) = Resistencia de tierra (Ω) 61/69

196 ANEXOS Aplicando las expresiones anteriores, se realiza una primera estimación de la resistencia de puesta a tierra: Tabla 24. Datos para el cálculo del conductor de tierra = = 250 Ω h = = 250 Ω Para determinar la resistencia de tierra total, se consideran las dos resistencias en paralelo: = = 125Ω La resistencia de tierra será tal que cualquier masa, no pueda dar tensiones de contacto superiores a 24 V para lugares húmedos y 50 V, en el resto de casos. Para aumentar el nivel de seguridad, decidimos poner un diferencial con protección de 30mA de sensibilidad, resultando una tensión de contacto de: = = 125 0,03 = 37,5 < 50, ú La sección de los conductores de protección elegidos será: 16 mm 2 para la línea de protección de tierra con conductor de cobre. 35 mm 2 para la línea de protección de cobre sin aislamiento, enterrado horizontalmente. 62/69

197 ANEXOS 3. Otros documentos 3.1. Procedimientos administrativos Procedimiento administrativo para la realización de una instalación Carácter Previo Licencia de obras Punto de conexión Autorización administrativa, inclusión en el REPE* Solicitud de Preasignación Alta en el IAE Carácter Definitivo Licencia de actividad Conexión definitiva contrato Certificaciónm de B.T.. Acta puesta en Marcha. Incripción definitiva en el RIPRE Asignación de Retribución Obtención del CAE REPE: : Régimen Especial de Producción de energía Eléctrica. RIPRE: : Registro de Instalaciones de Producción de energía eléctrica en Régimen Especial. C.A.E.: : Código de Actividad y Establecimiento. Delegación de Impuestos Especiales de Hacienda. 63/69

198 ANEXOS Condiciones técnicas para la interconexión La central solar fotovoltaica se conectará directamente a la red de distribución en BT de ERZ ENDESA en el llamado punto de conexión, que será determinado por ERZ ENDESA, de acuerdo con el Real Decreto 1663/2000 y con la legislación Autonómica vigente, procurando que sea el más cercano posible al lugar de la ubicación de dicha instalación, si bien deben cumplirse en todo caso las siguientes condiciones: La potencia máxima de generación fotovoltaica que puede conectarse en redes de distribución BT 3x400/230 V, en el punto de conexión, es de 100 kva. En redes de distribución BT 3x220/127 V, no se podrán conectar en un punto de conexión instalaciones fotovoltaicas de potencia nominal superior a 60 kva y, en estos casos, toda la instalación deberá estar preparada para un funcionamiento futuro a 3x400/230 V. La suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a una línea de BT no podrá superar, ni la mitad de la capacidad de transporte de dicha línea en cualquiera de los tramos que van desde el punto de conexión hasta el cuadro de BT del Centro de Transformación, ni la mitad de la capacidad de transformación del transformador al que se conecte la red BT. La variación de tensión en el punto de conexión, provocada por la conexión y desconexión de la instalación fotovoltaica, no podrá ser superior al 5%. Además, no deberá provocar, en ningún punto de la red, la superación del límite reglamentario del +/- 7%. Si la potencia nominal de la instalación fotovoltaica es superior a 5 kw, su conexión a la red de distribución BT será trifásica, bien sea mediante inversores monofásicos de hasta 5 kw a las diferentes fases, (en múltiplos de tres), o directamente mediante uno o más inversores trifásicos. La suma de emisión de armónicos provocada por la conexión de todas las instalaciones conectadas en una línea de BT no puede superar los límites establecidos en la normativa UNESA y que están reflejadas en el apartado 4.6 de la presente NTP Solicitudes administrativas A continuación se adjuntan las solicitudes administrativas que se necesitan para dar de alta una instalación fotovoltaica según el Gobierno de Aragón. 64/69

199 ANEXOS INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL CON ENERGÍAS RENOVABLES ( SOLAR FOTOVOLTAICA)GRUPO B11 SOLICITUD D. en nombre propio o en calidad de de la empresa con N.I.F. o C.I.F. y domicilio social en provincia de teléfono y domicilio a efectos de notificación provincia de teléfono como titular de la instalación emplazada en provincia de 65/69

200 ANEXOS SOLICITA: El reconocimiento de instalación de producción del régimen especial regulado por el RD 661/2007, de 25 de mayo en el grupo... del artículo 2 del citado RD para lo que aporta la totalidad de la documentación siguiente: 1. Documentación acreditativa del art. 6 con (una pequeña memoria técnica y de funcionamiento) que incluya, el estudio de la radiación solar, la evaluación de la energía a verter a la red, plano de ubicación, diagrama unifilar, viabilidad económica Además de la documentación de la capacidad legal, técnica y económica, acceso a red punto de conexión, oferta de disposición de los módulos, el aval de 500 euros/kw, y la solicitud de licencia municipal, indicados en las Ordenes del Departamento de Industria, Comercio y Turismo de fechas 7/11/2005 y 7/11/ Memoria-resumen de la entidad peticionaria de acuerdo con el art Datos de la entidad peticionaria y de la instalación según modelos adjuntos 4. Sino se dispone de la documentación acreditativa en su totalidad a la presentación de esta solicitud, en el plazo máximo de 10 días me comprometo a enviarla, sino me será devuelta dicha solicitud sin mas tramite Zaragoza, a 10 de Diciembre de 2010 EL SOLICITANTE, 66/69

201 ANEXOS ILMO. SR. DIRECTOR GENERAL DE ENERGÍA Y MINAS INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL Datos de la entidad peticionaria Zonas sombreadas: a rellenar por la administración. Datos de la instalación Instalación: Código: Exp.: Datos de la entidad peticionaria Nombre o razón social: Código: Domicilio Social: Calle y número: NIFo CIF: Población: Código Postal: Provincia: Persona de contacto: Nombre y Apellidos: Cargo: Teléfono: FAX: Capital Social (millones de pesetas): Principales accionistas con participación superior al 5% y su participación 1. Nombre o Razón Social: Código: % de participación: NIF: Domicilio Social: Calle y número: Población: Código Postal: Provincia: 2. Nombre o Razón Social: Código: % de participación: NIF: Domicilio Social: Calle y número: Población: Código Postal: Provincia: 3. Nombre o Razón Social: Código: % de participación: NIF: Domicilio Social: Calle y número: 67/69

202 ANEXOS Población: Código Postal: Provincia: 4 Nombre o Razón Social: Código: % de participación: NIF: Domicilio Social: Calle y número: Población: Código Postal: Provincia: (Continuación datos entidad peticionaria) Instalación: Código: Exp.: Relación de empresas filiales en las que el titular tenga participación mayoritaria: Código: Código: Código: Código: Código: Relación de instalaciones del titular acogidas a este régimen especial: Código: Código: Código: Código: Código: Instalación: Instalación: Instalación: Instalación: Instalación: En Peñarroya de Tastavins a 10 de Diciembre de Firmado: 68/69

203 ANEXOS Instalaciones abastecidas por energía solar - TIPO b1.1 Datos de la instalación Instalación Código: Exp.: Emplazamiento (calle, polígono y parcela): Ubicación (en tejado, en terreno) Municipio: Nº de paneles: Potencia modulo (Wp) Huerta o campo solar Configuración instalación: Potencia nominal total (kw): Inversión total (Euros) Producción eléctrica estimada (kwh/año): Superficie total ocupada (m2): Ratio (Euros/Wp) Horas equivalentes Existe línea eléctrica de evacuación?: Punto de conexión (SET, CT, CGP,..): Nº de inversores y modelo: Radiación solar media w/m2: Tiene seguidores solares? Modelo (un eje,2 ejes): Fabricante de los paneles: Código: Domicilio Social: Nombre o Razón Social y NIF: Calle y número: Ingeniería que realiza el proyecto o memoria: Autor: Nombre o Razón Social: Colegio Oficial: Código: Domicilio Social: NIF: Calle y número: Población: Código Postal: Provincia: Empresa instaladora: Código: Domicilio Social: Nº de Registro: Nombre o Razón Social y NIF: Calle y número: Población: Código Postal: Provincia: Certificados de seguridad de los equipos: Certificados CE de los equipos: En Peñarroya de Tastavins a 10 de Diciembre de Firmado 69/69

204 PLANOS Electrificación de un polideportivo con instalación fotovoltaica en su tejado conectada a la red eléctrica Documento Nº 4: PLANOS AUTOR: Carlos Vives Antolí DIRECTOR: Lluís Guasch Pesquer 1/33

205 PLANOS PLANOS (4/8) 1. Situación Vista de Peñarroya de Tastavins (Teruel) Emplazamiento Planta Cubierta Pabellón Polideportivo Planta Posterior Pabellón Polideportivo Alzado Cubierta Pabellón Polideportivo Alzado Cubierta Pabellón Polideportivo con módulos fotovoltaicos Alzado Cubierta Pabellón Polideportivo con lámparas Cabana Número de módulos fotovoltaicos 85 W con inclinación 14 º Número de módulos fotovoltaicos 85 W con inclinación 36 º Número de módulos fotovoltaicos 175 W con inclinación 14 º Número de módulos fotovoltaicos 175 W con inclinación 36 º Número de módulos fotovoltaicos 200 W con inclinación 14 º Número de módulos fotovoltaicos 200 W con inclinación 36 º Número de módulos fotovoltaicos 195 W con inclinación 14 º Número de módulos fotovoltaicos 195 W con inclinación 36 º Número de módulos fotovoltaicos 215 W con inclinación 14 º Número de módulos fotovoltaicos 215 W con inclinación 36 º Planta Posterior Pabellón Polideportivo con cajas de derivación opción elegida Planta Posterior Pabellón Polideportivo con lámparas Cabana 250 W Sala Adjunta con instalación eléctrica Sala Adjunta con inversores y contador multifunción /33

206 PLANOS 23. Planta con conexiones de módulos fotovoltaicos hasta Caja Max Connect Esquema de conexión de los módulos fotovoltaicos 200 W -opción elegida Esquema de conexión del Subgrupo de módulos fotovoltaicos hasta el Inversor Esquema unifilar Subgrupo número 1 hasta Inversor número Esquema unifilar Subgrupo número 2 hasta Inversor número Esquema red trifásica y equipos de medida Esquema interconexionado Inverores 1 y Esquema unifilar Subgrupo instalación eléctrica Pabellón Polideportivo /33

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237 PLIEGO DE CONDICIONES Electrificación de un polideportivo con instalación fotovoltaica en su tejado conectada a la red eléctrica Documento Nº 5: PLIEGO DE CONDICIONES AUTOR: Carlos Vives Antolí DIRECTOR: Lluís Guasch Pesquer 1/20

238 PLIEGO DE CONDICIONES PLIEGO DE CONDICIONES (5/8) 1. Naturaleza y objeto Documentación del contrato de obra Condiciones facultativas Delimitación general de funciones técnicas Obligaciones y derechos generales del contratista Prescripciones generales relativas a los trabajadores y a los materiales Condiciones económicas Abono de la obra Precios Revisión de precios Penalizaciones Contrato Responsabilidades Rescisión de contrato Liquidación en caso de rescisión del contrato Condiciones técnicas Condiciones generales Disposiciones vigentes Generalidades Sistemas generadores fotovoltaicos Estructura soporte Canalizaciones Equipo de medición Inversores Cableado Designación de los de los cables de energía de baja tensión. Cables eléctricos de tensión asignada hasta 450/750 V /20

239 PLIEGO DE CONDICIONES Designación de los cables de energía de baja tensión.cables eléctricos de tensión asignada 0,6/1 kv Colores de los cableados Conexión a red Medidas Protecciones Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas Armónicos y compatibilidad electromagnética Recepción y pruebas /20

240 PLIEGO DE CONDICIONES 1. Naturaleza y objeto El presente Pliego de Condiciones tiene como finalidad regular la ejecución de las obras fijando los niveles técnicos y de la calidad exigible, precisando las intervenciones que corresponden, según el contracto y con arreglo a la Legislación aplicable a la Propiedad, al Contratista de la misma, a sus técnicos y encargados, así como las relaciones entre todos ellos y sus correspondientes obligaciones en orden al cumplimiento del contrato de obra. 2. Documentación del contrato de obra Integran el contrato los siguientes documentos relacionados por orden de prelación en cuanto a su valor de especificaciones en caso de omisión o aparente contradicción: 1. Las condiciones fijadas en el propio documento de Contrato. 2. El Pliego de Condiciones. 3. La resta de documentación del Proyecto (memoria, planos, medidas y presupuesto). El presente proyecto se refiere a una obra de nueva construcción, siendo por tanto susceptible a ser entregada al uso al cual se destina una vez finalizada la misma. Las órdenes e instrucciones de la Dirección Facultativa de las obras se incorporan al Proyecto como a interpretación, complemento o precisión de sus determinaciones. En cada documento, las especificaciones literales prevalen sobre las gráficas y los planos, la cota prevale sobre la medida a escala. 3. Condiciones facultativas 3.1.Delimitación general de funciones técnicas. Técnica Facultativa Corresponde al Técnico Facultativo del presente proyecto: -Redactar los complementos o rectificaciones del proyecto que se precisen. -Asistir a las obras, las veces que lo requiera su naturaleza y complejidad, con la finalidad de resolver las contingencias que se producen e impartir las órdenes complementarias que sean precisas para conseguir la correcta solución. -Coordinar la intervención en la obra de otros técnicos que, en su caso, concurran a la dirección en función propia en aspectos parciales de su especialidad. -Aprobar las certificaciones parciales de la obra, la liquidación final y asesorar al promotor en el acto de recepción. -Planificar, a la vista del proyecto, del contrato y de la normativa técnica de aplicación el control de calidad y económico de las obras. -Redactar cuando lo requiera el estudio de los sistemas adecuados a los riesgos del trabajo en la realización de la obra y aprobar el Plan de Seguridad e Higiene para la aplicación del mismo. 4/20

241 PLIEGO DE CONDICIONES -Efectuar el replanteamiento de la obra y preparar subscribiéndola en la unión del Contratista. el acta correspondiente, -Comprobar las instalaciones provisionales, medios auxiliares y sistemas de seguridad e higiene en el trabajo, controlando su correcta ejecución. -Ordenar y dirigir la ejecución material con arreglo al proyecto, a las normas técnicas y a las reglas de la buena construcción. -Realizar o disponer de las pruebas o ensayos de materiales, instalaciones y demás unidades de obra según las frecuencias muestras programadas en el plan de control, así como efectuar las demás comprobaciones que resulten necesarias para asegurar la calidad constructiva de acuerdo con el proyecto y la normativa técnica aplicable. De los resultados se informará puntualmente al Contratista, impartiéndole, en el correspondiente caso, las órdenes oportunas; de no resolverse la contingencia adoptará las medidas correspondientes. -Realizar las medidas de obra ejecutada i dar conformidad, según las relaciones establecidas, a las certificaciones valoradas y a la liquidación de la obra. -Subscribirse al certificado final de la obra. Contratista Corresponde al Contratista: -Organizar los trabajos de construcción, redactar los planos de obras que se precisen y proyectar o autorizar las instalaciones provisionales y medios auxiliares de la obra. -Elaborar, cuando sea necesario, el Plan de Seguridad e Higiene de la obra en aplicación del estudio correspondiente y disponer en todo caso de la ejecución de las medidas preventivas, vigilando por el cumplimiento y para la observación de la normativa vigente en materia de seguridad e higiene en el trabajo, en concordancia con las previstas en la Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el trabajo aprobada por O.M Subscribirse con el Director Técnico el acta de replanteamiento de la obra. -Ostentar la prefectura de todo el personal que intervienen en la obra y coordinar las intervenciones de los subcontratistas. -Asegurar la idoneidad de todos y cada uno de los materiales y elementos constructivos que se utilicen, comprobando los preparativos en la obra y rechazando, por iniciativa propia o por prescripción del Director Técnico, los materiales y/o suministros que no cuenten con las garantías o documentos de idoneidad requeridos por la normas de aplicación. -Preparar las certificaciones parciales de la obra y la propuesta de liquidación final. -Subscribirse con el Promotor las actas de recepción provisional y definitiva. 5/20

242 PLIEGO DE CONDICIONES -Concertar el seguro de accidentes de trabajo y da daños a terceros durante la obra. -Deberá de tener siempre en la obra un número proporcionado de obreros en la extensión de los trabajos. 3.2.Obligaciones y derechos generales del contratista VERIFICACIÓN DE LOS DOCUMENTOS DEL PROYECTO Antes de iniciar las obras, el Contratista consignará por escrito que la documentación aportada le resulta suficiente para la compresión de la totalidad de la obra contratada o, en caso contrario, solicitará las aclaraciones pertinentes. El Contratista se sujetará a las Leyes, Reglamentos y Ordenanzas vigentes, así como a las que se dicten durante la ejecución de la obra. PLAN DE SEGURIDAD E HIGIENE El Contratista, a la vista del Proyecto de Ejecución, conteniendo el Estudio de Seguridad e Higiene, presentará el Plan de Seguridad e Higiene de la obra a la aprobación del Técnico de la Dirección Facultativa. OFICINA EN LA OBRA El Contratista habilitará en la obra una oficina o zona en la que existirá una mesa o tablero adecuado, en el cual se puedan entender o consultar los planos. A la comentada oficina habrá de tener siempre el Contratista a disposición de la Dirección Facultativa: -El proyecto de Ejecución completo. -La licencia de obras. -El libro de Órdenes y Asistencias. -El Plan de Prevenciones y Riesgos Laborales. -El Libro de Incidencias. -El Reglamento y Ordenanza de Seguridad e Higiene en el Trabajo. -La Documentación de los Seguros. 6/20

243 PLIEGO DE CONDICIONES PRESENCIA DEL CONTRATISTA El Contratista tiene la obligación de comunicar a la Propiedad la persona designada como delegada en la obra, la cual tendrá carácter de jefe, con dedicación plena y con facultades para representarla y adoptar en todo momento las disposiciones que compiten en la contrata. Serán las funciones del Contratista, las cuales se especifiquen en el artículo 5º. Cuando la importancia de la obra lo requiera y así se consigne en el Pliego de Condiciones Particulares de rango Facultativo, el delegado del Contratista será un facultativo de grado superior o grado medio, según los casos. El Pliego de Condiciones particular determinará el personal facultativo o especialista que el Contratista se obliga a mantener en la obra como mínimo y el tiempo de dedicación comprometido. El incumplimiento de esta obligación o, en general, la falta de cualificación suficiente por parte del personal según la naturaleza de los trabajos, facultará el Arquitecto por ordenar la paralización de las obras, sin derecho a ninguna reclamación, hasta que se resuelva la deficiencia. El jefe de la obra, por si mismo o por medio de sus técnicos encargados, estará presente durante la jornada legal de trabajo y acompañará al Técnico Facultativo, a las visitas que haga en las obras, poniéndose a su disposición para la práctica de los reconocimientos que se consideren necesarios, subministrándole datos precisos para la comprobación de medidas y liquidaciones. TRABAJOS NO ESTIPULADOS EXPRESAMENTE Es obligación de la contrata ejecutar tanto como sea necesario para la buena construcción y aspecto de las obras, aunque no estén expresamente determinadas en los documentos del Proyecto, siempre y cuando, no se separen de la correcta interpretación, o disponga el Técnico Facultativo dentro de los límites de posibilidades que los presupuestos habiliten para cada unidad de obra y del tipo de ejecución. El Contratista, de acuerdo con la Dirección Facultativa, entregará en el acto de la recepción provisional, los planos de todas las instalaciones ejecutadas en la obra, con las modificaciones o estado definitivo en las cuales hayan quedado. El Contratista se compromete también a entregar las autorizaciones que preceptivamente han de expenderse a las Delegaciones Provinciales de Industria, Sanidad, etc., y autoridades locales, para la puesta en servicio de las referidas instalaciones. Son también para tener en cuenta del Contratista, todos los arbitrajes, licencias municipales, vallas, alumbrado, multas, etc., que ocasiones las obras desde el inicio hasta el final. 7/20

244 PLIEGO DE CONDICIONES INTERPRETACONES, ACLARACIONES Y MODIFICACIONES DE LOS DOCUMENTOS DEL PROYECTO Cuando se trate de aclarara, interpretar o modificar prospectos del Pliego de Condiciones o indicaciones de los planos o croquis, las órdenes e instrucciones correspondientes se comunicaran precisamente por escrito al Contratista, estando éste obligado a retornar los originales o las copias subscribiendo con su firma el conocimiento, que figurará al pie de todas las órdenes, avisos o instrucciones que reciba del técnico Facultativo. Cualquier reclamación que en contra de las disposiciones tomadas por éstos crea oportuno hacer el Contratista, tendrá que dirigirla, dentro del término de tres días, del que la haya dictado, el cual dará al Contratista el correspondiente recibo, si este lo solicitara. El Contratista podrá requerir del Técnico Facultativo, las instrucciones o aclaraciones que se precisen para la correcta interpretación y ejecución de lo proyectado. RECLAMACIONES CONTRA LAS ÓRDENES DE LA DIRECCIÓN FACULTATIVA Las reclamaciones que el Contratista quiera hacer contra las órdenes o instrucciones pedidas por la Dirección Facultativa, solo podrán presentarse delante de la Propiedad, si son de orden económico y de acuerdo con las condiciones estipuladas en el Pliego de Condiciones correspondiente. Contra disposiciones de orden técnico del Ingeniero, no se admitirá ninguna reclamación, pudiendo el Contratista salvar su responsabilidad, si así lo cree oportuno, mediante una exposición razonada dirigida al Ingeniero, el cual podrá limitar su respuesta al acusamiento de lo recibido, que en todo caso será obligatorio para este tipo de reclamaciones. FALTAS DE PERSONAL Director Facultativo, en el supuesto caso de desobediencia a sus instrucciones, manifestación de incompetencia o negligencia grave que comprometan o perturben la marcha de los trabajadores podrá requerir el Contratista para que aparte de la obra al dependiente u operarios causantes de la perturbación. El Contratista podrá subcontratar capítulos o unidades de obra a otros contratistas e industriales, con sujeción en el caso, a lo estipulado en el Pliego de Condiciones Particulares y sin perjuicio de sus obligaciones como Contratista general de la obra. 8/20

245 PLIEGO DE CONDICIONES 3.3.Prescripciones generales relativas a los trabajadores y a los materiales CAMINOS Y ACCESOS El Contratista dispondrá por su cuenta de los accesos a la obra y el cierre de ésta. 4. Condiciones económicas 4.1.Abono de la obra En el contrato se deberá fijar detalladamente la forma y plazos que se abonarán las obras. Las liquidaciones parciales que puedan establecerse tendrán carácter de documentos provisionales a buena cuenta, sujetos a las certificaciones que resulten de la liquidación final. No suponiendo, dichas liquidaciones, aprobación ni recepción de las obras que comprenden. Terminadas las obras se procederá a la liquidación final que se efectuará de acuerdo con los criterios establecidos en el contrato. 4.2.Precios El contratista presentará, al formalizarse el contrato, relación de los precios de las unidades de obra que integran el proyecto, los cuales de ser aceptados tendrán valor contractual y se aplicarán a las posibles variaciones que pueda haber. Estos precios unitarios, se entiende que comprenden la ejecución total de la unidad de obra, incluyendo todos los trabajos aún los complementarios y los materiales así como la parte proporcional de imposición fiscal, las cargas laborales y otros gastos repercutibles. En caso de tener que realizarse unidades de obra no previstas en el proyecto, se fijará su precio entre el Técnico Director y el Contratista antes de iniciar la obra y se presentará a la propiedad para su aceptación o no. 4.3.Revisión de precios En el contrato se establecerá si el contratista tiene derecho a revisión de precios y la fórmula a aplicar para calcularla. En defecto de esta última, se aplicará a juicio del Técnico Director alguno de los criterios oficiales aceptados. 4.4.Penalizaciones Por retraso en los plazos de entrega de las obras, se podrán establecer tablas de penalización cuyas cuantías y demoras se fijarán en el contrato. 4.5.Contrato El contrato se formalizará mediante documento privado, que podrá elevarse a escritura pública a petición de cualquiera de las partes. Comprenderá la adquisición de todos los materiales, transporte, mano de obra, medios auxiliares para la ejecución de la obra proyectada en el plazo estipulado, así como la reconstrucción de las unidades defectuosas, la realización de las obras complementarias y las derivadas de las modificaciones que se introduzcan durante la ejecución, éstas últimas en los términos previstos. 9/20

246 PLIEGO DE CONDICIONES La totalidad de los documentos que componen el Proyecto Técnico de la obra serán incorporados al contrato y tanto el contratista como la Propiedad deberán firmarlos en testimonio de que los conocen y aceptan. 4.6.Responsabilidades El Contratista es el responsable de la ejecución de las obras en las condiciones establecidas en el proyecto y en el contrato. Como consecuencia de ello vendrá obligado a la demolición de lo mal ejecutado y a su reconstrucción correctamente sin que sirva de excusa el que el Técnico Director haya examinado y reconocido las obras. El contratista es el único responsable de todas las contravenciones que él o su personal cometan durante la ejecución de las obras u operaciones relacionadas con las mismas. También es responsable de los accidentes o daños que por errores, inexperiencia o empleo de métodos inadecuados se produzcan a la propiedad a los vecinos o terceros en general. El Contratista es el único responsable del incumplimiento de las disposiciones vigentes en la materia laboral respecto de su personal y por tanto los accidentes que puedan sobrevenir y de los derechos que puedan derivarse de ellos. 4.7.Rescisión de contrato Se consideraran causas suficientes para la rescisión del contrato las siguientes: 1. Muerte o incapacitación del Contratista. 2. La quiebra del contratista. 3. Modificación del proyecto cuando produzca alteración en más o menos 25% del valor contratado. 4. Modificación de las unidades de obra en número superior al 40% del original. 5. La no iniciación de las obras en el plazo estipulado cuando sea por causas ajenas a la Propiedad. 6. La suspensión de las obras ya iniciadas siempre que el plazo de suspensión sea mayor de seis meses. 7. Incumplimiento de las condiciones del Contrato cuando implique mala fe. 8. Terminación del plazo de ejecución de la obra sin haberse llegado a completar ésta. 9. Actuación de mala fe en la ejecución de los trabajos. 10. Destajar o subcontratar la totalidad o parte de la obra a terceros sin la autorización del Técnico Director y la Propiedad. 10/20

247 PLIEGO DE CONDICIONES 4.8.Liquidación en caso de rescisión del contrato Siempre que se rescinda el Contrato por causas anteriores o bien por acuerdo de ambas partes, se abonará al Contratista las unidades de obra ejecutadas y los materiales acopiados a pie de obra y que reúnan las condiciones y sean necesarios para la misma. Cuando se rescinda el contrato llevará implícito la retención de la fianza para obtener los posibles gastos de conservación del período de garantía y los derivados del mantenimiento hasta la fecha de nueva adjudicación. 5. Condiciones técnicas 5.1.Condiciones generales CALIDAD DE LOS MATERIALES Todos los materiales que utilizaremos en dicha obra habrán de ser de primera calidad y reunirán las condiciones exigidas en las condiciones generales de rango técnico previstas en el Pliego de Condiciones u otras disposiciones vigentes referentes a materiales prototipos. MATERIALES QUE NO CONSTAN EN EL PROYECTO Los materiales que no se hacen constar en el proyecto, pueden dar lugar a precios contradictorios, si por lo tanto ocurre así realmente, éstos reunirán las condiciones de bondad necesarias, a juicio de la Dirección Facultativa, no teniendo derecho a reclamación por parte del Contratista, en caso de existir estas condiciones. 5.2.Disposiciones vigentes Todas las instalaciones que se ejecutan en el desarrollo del presente Proyecto, cumplirán en primer lugar los siguientes reglamentos: Real Decreto de 842/2002, de 2 de agosto de 2002, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. ORDEN de 5 de noviembre de 2009, del Departamento de Industria, Comercio y Turismo, por la que se aprueban las bases reguladoras y se convocan para el ejercicio 2009, subvenciones para el uso eficiente de la energía y aprovechamiento de energías renovables. ORDEN de 25 de junio de 2004, del Departamento de Industria, Comercio y Turismo, sobre el procedimiento administrativo aplicable a las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a la red eléctrica. 11/20

248 PLIEGO DE CONDICIONES 5.3.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. En la Memoria de Diseño o Proyecto se resaltarán los cambios que hubieran podido producirse respecto a la Memoria de Solicitud, y el motivo de los mismos. Además, se incluirán las fotocopias de las especificaciones técnicas proporcionadas por el fabricante de todos los componentes. Por motivos de seguridad y operación de los equipos, los indicadores, etiquetas, etc. de los mismos estarán en alguna de las lenguas españolas oficiales del lugar de la instalación. 12/20

249 PLIEGO DE CONDICIONES 5.4.Sistemas generadores fotovoltaicos Todos los módulos cumplirán con las especificaciones UNE-EN para módulos de silicio cristalino o UNE-EN para módulos fotovoltaicos capa delgada, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido, que lo acreditará mediante la presentación del certificado oficial correspondiente. En nuestro caso el modelo elegido KYOCERA 205-GH 2PU: Kyocera fabrica todos los componentes en instalaciones propias sin comprar productos intermedios para garantizar la alta calidad de sus productos. Figura 1. Logotipo normas módulo fotovoltaico TUVdotCOM Service: plataforma en Internet para calidad y seguridad comprobada TUVdotCOM-ID: IEC ed. 2, IEC y Categoría de protección II Kyocera es una empresa certificada según ISO 9001 y ISO El módulo fotovoltaico lleva de manera claramente visible el modelo y nombre o logotipo del fabricante, así como una identificación individual o número de serie trazable en la fecha de fabricación. Se utilizarán módulos que se ajusten a las características técnicas descritas a continuación. Los módulos habrán de llevar diodos de derivación para evitar averías de las células y sus circuitos por sombreado parcial, con grado de protección IP61. Los marcos laterales, serán de aluminio o acero inoxidable. Para que un módulo resulte aceptable, su potencia máxima y corriente de cortocircuito reales referidas a condiciones estándar estarán comprendidas en el margen de ±10% de los correspondientes valores nominales de catálogo. Será rechazado cualquier módulo que represente defectos de fabricación con roturas o manchas en cualquier de sus elementos así como la falta de alineación en las células o cápsulas. Se valorará positivamente una alta eficiencia de las células. La estructura del generador se conectará a tierra. Por motivos de seguridad y para facilitar el mantenimiento o reparación del generador, se instalarán los elementos necesarios (fusibles, interruptores, etc.) para la desconexión de manera independiente y en ambos terminales, cualquiera que sea la rama. 13/20

250 PLIEGO DE CONDICIONES 5.7.Estructura soporte Las estructuras soporte deberán cumplir las especificaciones de este apartado. En caso contrario se deberá incluir en la Memoria de Solicitud y de Diseño o Proyecto un apartado justificativo de los puntos objeto de incumplimiento y su aceptación deberá contar con la aprobación expresa del IDAE. En todos los casos se dará cumplimiento a lo obligado por la NBE y demás normas aplicables. La estructura soporte de módulos ha de resistir, con los módulos instalados, las sobrecargas del viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en la normativa básica de la edificación NBE-AE-88. El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de módulos, permitirá las necesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos, siguiendo las indicaciones del fabricante. Los puntos de sujeción para el módulo fotovoltaico serán suficientes en número, teniendo en cuenta el área de apoyo y posición relativa, de forma que no se produzcan flexiones en los módulos superiores a las permitidas por el fabricante y los métodos homologados para el modelo de módulo. El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación especificado para el generador fotovoltaico, teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje, y la posible necesidad de sustituciones de elementos. La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes ambientales. La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder, en su caso, al galvanizado o protección de la estructura. La tornillería será realizada en acero inoxidable, cumpliendo la norma MV-106. En el caso de ser la estructura galvanizada se admitirán tornillos galvanizados, exceptuando la sujeción de los módulos a la misma, que serán de acero inoxidable. Los topes de sujeción de módulos y la propia estructura no arrojarán sombra sobre los módulos. En el caso de instalaciones integradas en cubierta que hagan las veces de la cubierta del edificio, el diseño de la estructura y la estanquidad entre módulos se ajustará a las exigencias de las Normas Básicas de la Edificación y a las técnicas usuales en la construcción de cubiertas. Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos, tanto sobre superficie plana (terraza) como integrados sobre tejado, cumpliendo lo especificado en el punto sobre sombras. Se incluirán todos los accesorios y bancadas y/o anclajes. La estructura soporte será calculada según la norma MV-103 para soportar cargas extremas debidas a factores climatológicos adversos, tales como viento, nieve, etc. Si está construida con perfiles de acero laminado conformado en frío, cumplirá la norma MV-102 para garantizar todas sus características mecánicas y de composición química. 14/20

251 PLIEGO DE CONDICIONES Si es del tipo galvanizada en caliente, cumplirá las normas UNE y UNE , con un espesor mínimo de 80 micras para eliminar las necesidades de mantenimiento y prolongar su vida útil. 5.8.Canalizaciones Podemos observar en las hojas adjuntas las especificaciones técnicas de las canalizaciones utilizadas en el proyecto. Bandejas 66 aislantes con tapa U41X: Protección frente a contactos indirectos. Protección frente a contactos directos. Sin necesidad de puesta a tierra. Evita corrientes de fuga, cortocircuitos con las bandejas y arcos eléctricos. El corte y manipulación de la bandeja no produce aristas o rebabas que dañen el aislamiento de los conductores. La bandeja alcanza una temperatura superior a la del ambiente, por efecto de fuentes de calor próximas y calentamiento del sol (+90ºC,-25ºC). Excelente resistencia a impacto a bajas temperaturas. Grado de protección contra impactos (IK10). Buen comportamiento a la corrosión atmosférica. Figura 2. Canal Unex 41X 15/20

252 Ficha Técnica para Canales 73 en U41X CARACTERÍSTICAS DE MATERIA PRIMA U41X y U42X Materia prima base PC+ABS sin halógenos - RoHS Rigidez dieléctrica UNE EN :1999 Aislante eléctrico > 20kV/mm Índice de Oxígeno L.O.I. ISO 4589: (concentración %) Inflamabilidad de materiales plásticos ANSI / UL94:1990 Clase UL94: V0 Reacción al fuego, opacidad y toxicidad de humos NF F :1988 I3 F2 Contenido en halógenos UNE EN :1999 0,5 % CARACTERÍSTICAS FUNCIONALES La instalación de canales se realizará con elementos de acabado de forma que se garantice un grado de protección contra la penetración de cuerpos sólidos IP4X (EN 60529:1991) en montaje sobre pared. El sistema de canales será compatible con los diferentes fabricantes de mecanismos eléctricos y de telecomunicaciones del mercado (universales y modulares). Las canales serán suministradas con film protector en tapa y laterales de la base. El sistema será aislante y no precisará de puesta a tierra NORMATIVA DE OBLIGADO CUMPLIMIENTO Resistencia al impacto Temperatura mínima de Instalación y servicio Temperatura máxima de Instalación y servicio Propiedades eléctricas Resistencia a la propagación de la llama Resistencia a la penetración de objetos sólidos Conforme con: REBT-2002 ITC-BT-21, apartado 3.2. Clasificación UNEX según EN :1997 Media (2J) -25ºC +90ºC Aislante No propagador Marcado CE Directiva 2006/95/CE Conforme s/ EN :2006 IP4X DTC-ES E-05-a

253 Ficha técnica de Cajas de conexiones para suelo, torretas y alimentación de mobiliario CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA Materia prima cajas y torretas Materia prima tapa estanca Materia prima guia articulada U24X Acero inoxidable PC Cumplimiento Directiva RoHS 2002/95/EC Conforme (1) Temperatura de servicio -15 ºC a + 60 ºC Retención de la tapa Abrible sólo con útil Propiedades eléctricas UNE EN :1997 Aislante Resistencia a la propagación de la llama No propagador de la llama Ensayo del hilo incandescente UNE EN :2001 Grado de severidad 960 ºC Protección contra la penetración de cuerpos sólidos UNE 20324:1993 (EN 60529:1991) IP4X Protección contra daños UNE EN :1997 Medios (2J) mecánicos UNE EN 50102:1996 IK07 Protección al contacto con agua. VDE (1) Ver lista de Referencias en Catálogo General Disponibles una vez se agote el stock anterior. Estanqueidad hasta 10 mm sobre el nivel de suelo, con la unidad en servicio NORMAS DE PRODUCTO Cajas de conexiones para suelo IEC Conforme Torretas VDE Conforme CARACTERÍSTICAS DE MATERIA PRIMA: U24X (Materia prima base PVC RoHS) Propiedades eléctricas Aislante CARACTERÍSTICAS DE MATERIA PRIMA: PC Ensayos de inflamabilidad UL de materiales plásticos ANSI/UL/ 94 Grado UL94: V2 CARACTERÍSTICAS FUNCIONALES La caja de suelo deberá fijarse sobre forjado, embebida en la capa de nivelación y enrasada con el pavimento, para una altura mínima de 40 mm. La alimentación será mediante tubo o canal por la capa de nivelación o a través del forjado. Dispondrá de tapas estancas y de la posibilidad de fijar torretas o elementos de alimentación de mobiliario. El sistema garantizará la separación de circuitos eléctricos y de telecomunicaciones. Las torretas estarán compuestas por un perfil interior de aluminio con cuatro compartimentos para los servicios eléctricos y de telecomunicaciones, y uno o varios modulos de material aislante de color gris RAL 7035, para la colocación de mecanismos. La alimentación de mobiliario se compondrá de una guia articulada en color transparente, de sección circular, con un diámetro no superior a los 50 mm para disminuir el impacto visual, una o varias cajas de mueble de material aislante de color gris RAL 7035 para la colocación de mecanismos y un sistema de fijación a mueble. NORMATIVA DE OBLIGADO CUMPLIMIENTO Conformidad con el REBT-2002 (EN :1997) Marcado CE de acuerdo a la Directiva 2006/95/CE: conformidad con la norma EN :1997 DTC-ES E-00

254 DTC-ES-004. Sección 9. Revisión 2. Documentación para la prescripción Pliegos de condiciones para la instalación de bandejas en PVC Pág. 1 de 2

255 DOCUMENTACIÓN PARA LA PRESCRIPCIÓN Aparellaje eléctrico, S.L. DTC-ES E-02 Revisión nº 2 PLIEGOS DE CONDICIONES DTC-ES-004 Sección 9 06/07/01 PARA LA INSTALACIÓN DE BANDEJAS DE PVC Pág. 2 de 2 1. DEFINICIÓN Y CONDICIONES DE LAS PARTIDAS DE OBRA EJECUTADAS DEFINICIÓN: Bandeja plástica de PVC rígido liso o perforado, con cubierta o sin, con separadores interiores o sin, de 100x600 mm de dimensiones máximas, montada con todos los elementos para cambios de dirección, derivación, final y de soporte. Se han considerado los tipos de colocación siguientes: - Montado superficialmente directamente sobre paramentos verticales. - Fijado con soportes horizontales - Fijado con soportes verticales - Fijado con soportes para suspender del techo - Montado superficialmente en paramentos exteriores o fachadas - Montado superficialmente directamente en huecos de obra - Empotrado - Fijado con soportes para suelo técnico La ejecución de la unidad de obra incluye las operaciones siguientes: - Replanteo del trazado y de la colocación de los soportes - Fijación y nivelación de los soportes - Fijación de la bandeja y de los soportes - Corte en cambios de dirección y esquinas CONDICIONES GENERALES: El montaje se hará según las instrucciones del fabricante. Las piezas de soporte han de ser las indicadas para el tipo de colocación. La distancia entre soportes ha de ser < 1,5 m, con un mínimo de dos por bandeja, fijadas al paramento con tacos metálicos y tornillos. En instalaciones con temperaturas de servicio superiores a 40 C se deberá reducir la distancia entre soportes a < 1 m Las uniones de los tramos rectos, derivaciones, esquinas, etc., de las bandejas se harán mediante una pieza de unión fijada con con tornillos. Se evitará la manipulación del material cuando existan piezas específicas del fabricante para resolver la instalación. En instalaciones con cambios de temperatura elevados (por ejemplo, instalaciones exteriores), deberá garantizarse la absorción de dilataciones mediante: - El montaje con pernos de las piezas de unión de los tramos rectos - Una separación "L" entre tramos de bandejas consecutivos, donde L= l x T x 0,07 l, es la longitud del tramo (m) T, es la variación de temperatura ( C) 0,07 (mm/m C), es el coeficiente de dilatación lineal del PVC Los finales de canalización estarán cubiertos siempre con una tapa de final de tramo. Tolerancias de instalación: - Nivel o aplomado... <= 2 mm/m... <= 15 mm/total MONTADO SOBRE SOPORTE VERTICAL: La fijación de la bandeja al soporte vertical estará hecha con tornillos de acero inoxidable. 2. CONDICIONES DEL PROCESO DE EJECUCIÓN No hay condiciones específicas del proceso de instalación. 3. UNIDAD Y CRITERIOS DE MEDICIÓN m de longitud instalada, medida según las especificaciones de la D.T., entre los ejes de los elementos o de los puntos a conectar. Este criterio incluye las perdidas de material como consecuencia de los cortes y la parte proporcional de elementos como son uniones, soportes, cambios de dirección, derivaciones, finales de bandeja, etc. 4. NORMATIVA DE OBLIGADO CUMPLIMIENTO "Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión." "Resolución de 18/01/88 del Ministerio de Industria y Energía para canales protectoras" "Marcado CE"

256 DTC-ES-004. Sección 9. Revisión 2. Documentación para la prescripción Pliegos de condiciones para la instalación de bandejas en PVC Pág. 1 de 2

257 DOCUMENTACIÓN PARA LA PRESCRIPCIÓN Aparellaje eléctrico, S.L. DTC-ES E-02 Revisión nº 2 PLIEGOS DE CONDICIONES DTC-ES-004 Sección 9 06/07/01 PARA LA INSTALACIÓN DE BANDEJAS DE PVC Pág. 2 de 2 1. DEFINICIÓN Y CONDICIONES DE LAS PARTIDAS DE OBRA EJECUTADAS DEFINICIÓN: Bandeja plástica de PVC rígido liso o perforado, con cubierta o sin, con separadores interiores o sin, de 100x600 mm de dimensiones máximas, montada con todos los elementos para cambios de dirección, derivación, final y de soporte. Se han considerado los tipos de colocación siguientes: - Montado superficialmente directamente sobre paramentos verticales. - Fijado con soportes horizontales - Fijado con soportes verticales - Fijado con soportes para suspender del techo - Montado superficialmente en paramentos exteriores o fachadas - Montado superficialmente directamente en huecos de obra - Empotrado - Fijado con soportes para suelo técnico La ejecución de la unidad de obra incluye las operaciones siguientes: - Replanteo del trazado y de la colocación de los soportes - Fijación y nivelación de los soportes - Fijación de la bandeja y de los soportes - Corte en cambios de dirección y esquinas CONDICIONES GENERALES: El montaje se hará según las instrucciones del fabricante. Las piezas de soporte han de ser las indicadas para el tipo de colocación. La distancia entre soportes ha de ser < 1,5 m, con un mínimo de dos por bandeja, fijadas al paramento con tacos metálicos y tornillos. En instalaciones con temperaturas de servicio superiores a 40 C se deberá reducir la distancia entre soportes a < 1 m Las uniones de los tramos rectos, derivaciones, esquinas, etc., de las bandejas se harán mediante una pieza de unión fijada con con tornillos. Se evitará la manipulación del material cuando existan piezas específicas del fabricante para resolver la instalación. En instalaciones con cambios de temperatura elevados (por ejemplo, instalaciones exteriores), deberá garantizarse la absorción de dilataciones mediante: - El montaje con pernos de las piezas de unión de los tramos rectos - Una separación "L" entre tramos de bandejas consecutivos, donde L= l x T x 0,07 l, es la longitud del tramo (m) T, es la variación de temperatura ( C) 0,07 (mm/m C), es el coeficiente de dilatación lineal del PVC Los finales de canalización estarán cubiertos siempre con una tapa de final de tramo. Tolerancias de instalación: - Nivel o aplomado... <= 2 mm/m... <= 15 mm/total MONTADO SOBRE SOPORTE VERTICAL: La fijación de la bandeja al soporte vertical estará hecha con tornillos de acero inoxidable. 2. CONDICIONES DEL PROCESO DE EJECUCIÓN No hay condiciones específicas del proceso de instalación. 3. UNIDAD Y CRITERIOS DE MEDICIÓN m de longitud instalada, medida según las especificaciones de la D.T., entre los ejes de los elementos o de los puntos a conectar. Este criterio incluye las perdidas de material como consecuencia de los cortes y la parte proporcional de elementos como son uniones, soportes, cambios de dirección, derivaciones, finales de bandeja, etc. 4. NORMATIVA DE OBLIGADO CUMPLIMIENTO "Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión." "Resolución de 18/01/88 del Ministerio de Industria y Energía para canales protectoras" "Marcado CE"

258 Ficha Técnica para Canales 73 en U41X CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA DE CANALES Materia prima canales y perfiles de extrusión Materia prima elementos de acabado y funcionales U41X U42X Cumplimiento Directiva RoHS 2002/95/EC Conforme EN :2006 Material Temperatura mínima de almacenamiento y transporte Temperatura mínima de instalación y aplicación Temperatura máxima de aplicación Resistencia a la propagación de la llama Continuidad eléctrica Características de aislamiento eléctrico Grado de protección proporcionado por la envolvente Retención de la cubierta de acceso al sistema Separación de protección eléctrica Tipos de montaje previstos Prevención contacto con líquidos No metálico -45ºC -25 ºC 90ºC No propagador de la llama Sin continuidad Con aislamiento eléctrico IP40 (Montada sobre pared o techo) Sólo puede abrirse mediante herramienta - Con tabique - Sin tabique - Semiempotrado o de montaje superficial en la pared - Semiempotrado o de montaje superficial en el techo No declarado Funciones aseguradas Tipo 2, Tipo 3 Tensión asignada Protección contra daños mecánicos 750 V IK08 Canales IK07 Elementos de acabado Ensayo del hilo incandescente EN :2001 Grado de severidad 960 ºC Contenido silicona Sin silicona Acabado Color Blanco RAL 9010 Marcas de Calidad EN NF DTC-ES E-05-a

259 PLIEGO DE CONDICIONES Figura 3. Canal Unex 41X para derivaciones 5.9.Equipo de medición Podemos observar en las hojas adjuntas las especificaciones técnicas del contador de medición utilizado en el proyecto. 16/20

260 medida de energía eléctrica centrales digitales medida de energía eléctrica central digital, amperímetro/voltímetro digital Emb. Ref. Central de medida multifunción Número de módulos Permite medir la magnitud 6 eléctrica en aplicaciones de baja tensión: - corriente por fases - tensión compuesta - tensión simple - frecuencia - factor de potencia - potencia instantánea (activa, reactiva, aparente) - energía activa y reactiva Se adapta a las redes trifásicas equilibradas o desequilibradas, con o sin neutro La medición se efectúa con transformadores de corriente (TI) de relación 5 A La medida máxima es de A Modular DIN Estándar Con comunicación Modbus/Jbus Sobre puerta 96x Estándar Con comunicación Modbus/Jbus NOVEDAD Central de medida Central multifunción Clase de precisión: tensión: ± 0,5 % corriente: ± 0,5 % potencia: ± 1,5 % factor de potencia: ± 2 % frecuencia: ± 0,15 Hz Energía activa: clase 2 Energía reactiva: clase 3 Consumo: tensión: 0,5 VA / fase corriente: 0,75 VA / fase Alimentación auxiliar: tensión 230 V monofásico (196 a 253 V) frecuencia 50 Hz (47 a 63 Hz) auto consumo 6 VA - 3,5 W Salida impulsión: Impulsión de energía de duración = 100 ms por contacto libre de potencia: - por 5 A, 1 impulsión/wh - de 20 a 150 A, 1 impulsión/10 Wh - de 200 a A, 1 impulsión/100 Wh - de a A, 1 impulsión/kwh Poder de corte 110 V AC/DC - 50 ma Conexión 4 cables, 3 Ti: Input Output Supply Central de medida multifunción Características técnicas Indicación: 3 visualizadores de LED verde de selección manual: - Corriente por fase. - Tensión compuesta. - Tensión simple. - Potencia instantánea (activa, reactiva y aparente). - Frecuencia y factor de potencia (indicación inductiva/capacitiva). - Energía activa. Unidad de medida: indicación en función de la relaciones del TI Cambio automático del calibre Contador de energía: totalizador de 9 cifras en kwh, resolución 10 Wh Entrada: Consumo en medida de tensión <1 VA por fase Consumo en medida de corriente <0,5 VA por fase Alimentación auxiliar: Tensión 230 V monofásica (±10%) Frecuencia 50 Hz (47 a 63 Hz) Consumo <6 VA - 3,5 W Salida: Impulso de energía de duración > 100 ms Por contacto libre de potencial Esquema de conexión Conexión 4 hilos - 3 TI L1 L1 L1 N S1 P1 S1 P S1 P1 Conexión 3 hilos - 3 TI Va.c Va.c L1 L1 L1 S1 P1 S1 P1 S1 P1 L1 L2 L3 N S1 P1 S1 P1 S1 P1 120 Referencias en rojo: Nuevos productos

261 PLIEGO DE CONDICIONES Inversores Serán del tipo adecuado para la conexión a la red eléctrica, con una potencia de entrada variable para que sean capaces de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día. Las características básicas de los inversores serán las siguientes: Principio de funcionamiento: fuente de corriente. Autoconmutados. Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador. No funcionarán en isla o modo aislado. Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética (ambas serán certificadas por el fabricante), incorporando protecciones frente a: Cortocircuitos en alterna. Tensión de red fuera de rango. Frecuencia de red fuera de rango. Sobretensiones, mediante varistores o similares. Perturbaciones presentes en la red como microcortes, pulsos, defectos de ciclos, ausencia y retorno de la red, etc. Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operación, e incorporará los controles automáticos imprescindibles que aseguren su adecuada supervisión y manejo. Cada inversor incorporará, al menos, los controles manuales siguientes: Encendido y apagado general del inversor. Conexión y desconexión del inversor a la interfaz CA. Podrá ser externo al inversor. Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes: El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en condiciones de irradiancia solar un 10 % superiores a las 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 inferior a 5 kw, y del 90 % al 92 % para inversores mayores de 5 kw. El autoconsumo del inversor en modo nocturno ha de ser inferior al 0,5 % de su potencia nominal. 17/20

262 PLIEGO DE CONDICIONES El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0,95, entre el 25 % y el 100 % de la potencia nominal. Tabla 1. Límites del Inversor con cargas resistivas A partir de potencias mayores del 10 % de su potencia nominal, el inversor deberá inyectar en red. Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP 20 para inversores en el interior de edificios y lugares inaccesibles, IP 30 para inversores en el interior de edificios y lugares accesibles, y de IP 65 para inversores instalados a la intemperie. En cualquier caso, se cumplirá la legislación vigente. Los inversores estarán garantizados para operación en las siguientes condiciones ambientales: entre 0 C y 40 C de temperatura y entre 0 % y 85 % de humedad relativa. Los inversores deberán estar etiquetados con, al menos, la siguiente información: Potencia nominal (VA) Tensión nominal de entrada (V) Tensión (V) y frecuencia (Hz) nominales de salida RMS Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie Polaridad y terminales Cableado Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados y protegidos de acuerdo a la normativa vigente. Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos. Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los conductores de la parte CC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior del 1,5 % y los de la parte CA para que la caída de tensión sea inferior del 2 %, teniendo en ambos casos como referencia las tensiones correspondientes a cajas de conexiones. 18/20

263 PLIEGO DE CONDICIONES Se incluirá toda la longitud de cable CC y CA. Deberá tener la longitud necesaria para no generar esfuerzos en los diversos elementos ni posibilidad de enganche por el tránsito normal de personas. Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuado para su uso en intemperie, al aire o enterrado, de acuerdo con la norma UNE Designación de los de los cables de energía de baja tensión. Cables eléctricos de tensión asignada hasta 450/750 V Los cables eléctricos aislados de tensión asignada hasta 450/750 V se designan según las especificaciones de la norma UNE Sistemas de designación de los cables. Esta norma corresponde a un sistema armonizado (Documento de armonización HD 361 de CENELEC) y por lo tanto estas especificaciones son de aplicación en todos los países de la Unión Europea. El sistema utilizado es una secuencia de símbolos en el que cada uno de ellos, según su posición, tiene un significado previamente establecido en la norma. Nota: Al no estar armonizados los cables de tensión asignada 0,6/1 kv, este sistema de designación no le es de aplicación. Existen discrepancias y contradicciones entre ambos sistemas de designación, ya que el mismo símbolo puede tener significados distintos según se trate de un cable 450/750 V o un cable 0,6/1 kv Designación de los cables de energía de baja tensión.cables eléctricos de tensión asignada 0,6/1 kv Los cables eléctricos aislados de tensión asignada 0,6/1 kv no están armonizados, por lo que tienen un sistema de designación basado en la norma UNE (Documento de armonización HD 361 de CENELEC). Para estos cables no existe una norma general de designación, sino que el sistema utilizado es una secuencia de símbolos en el que cada uno de ellos, según su posición, tiene un significado previamente establecido en la propia norma particular. Existen algunas discrepancias y contradicciones entre ambos sistemas de designación, ya que el mismo símbolo puede tener significados distintos según se trate de un cable 450/750 V o un cable 0,6/1 kv. 19/20

264 PLIEGO DE CONDICIONES Colores de los cableados Los conductores de la instalación deben ser fácilmente identificables, especialmente por lo que respecta al conductor neutro y al conductor de protección. Esta identificación se realizará por los colores que presenten sus aislamientos. Cuando exista conductor neutro en la instalación o se prevea para un conductor de fase su pase posterior a conductor neutro, se identificarán éstos por el color azul claro. Al conductor de protección se le identificará por el color verde-amarillo. Todos los conductores de fase, o en su caso, aquellos para los que no se prevea su pase posterior a neutro, se identificarán por los colores marrón o negro. Cuando se considere necesario identificar tres fases diferentes, se utilizará también el color gris. Tabla 2.Colores según REBT.ITC-BT 19 En los circuitos trifásicos, cada fase deberá identificarse con un color diferente, utilizando los colores negro, marrón y gris. El reglamento establece también que en circuitos monofásicos la fase estará identificada por el color negro o marrón, independientemente de que estos circuitos se alimenten de fases distintas. No obstante, cuando para facilitar la identificación, la instalación o el mantenimiento, se considere necesario distinguir entre diferentes circuitos de una instalación interior monofásica, se podrán utilizar el color negro, marrón o gris en los conductores de fase de los diferentes circuitos, siempre que en el proyecto se especifiquen los colores seleccionados para cada circuito. Los cables unipolares de tensión 0,6/1 kv con aislamiento y cubierta no tienen aplicadas diferentes coloraciones, en este caso el instalador debe identificar los conductores mediante medios apropiados, como puede ser una etiqueta o argolla. 20/20