ESTUDIO DE LA IMPLANTACIÓN DE UNA MOTOCICLETA ELÉCTRICA COMO VEHÍCULO PARA AGENTES DE MOVILIDAD URBANA

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA ESTUDIO DE LA IMPLANTACIÓN DE UNA MOTOCICLETA ELÉCTRICA COMO VEHÍCULO PARA AGENTES DE MOVILIDAD URBANA AUTOR: MADRID, Junio de 2008

ESTE PROYECTO CONTIENE LOS SIGUIENTES DOCUMENTOS DOCUMENTO Nº1, MEMORIA 1.1 Memoria pág. 1 a 219 1.2 Cálculos pág. 220 a 233 1.3 Estudio Económico pág. 234 a 238 1.4 Anejos y Croquis pág. 239 a 269 DOCUMENTO Nº2, PLANOS Éste Proyecto no contiene Planos DOCUMENTO Nº3, PLIEGO DE CONDICIONES 3.1 Técnicas y Particulares pág. 270 a 288 DOCUMENTO Nº4, PRESUPUESTO 4.1 Recursos pág. 391 a 391 4.2 Precios Unitarios pág. 392 a 393 4.3 Sumas parciales pág. 394 a 394 4.4 Presupuesto General pág. 395 a 396

Autorizada la entrega del proyecto del alumno/a: Enrique García-Valdecasas EL DIRECTOR DEL PROYECTO Juan Norverto Moriñigo Fdo.: Fecha: 20/ 06/ 2008 Vº Bº del Coordinador de Proyectos José Ignacio Linares Fdo.: Fecha: 27/ 06/ 2008

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO MECÁNICO PROYECTO FIN DE CARRERA ESTUDIO DE LA IMPLANTACIÓN DE UNA MOTOCICLETA ELÉCTRICA COMO VEHÍCULO PARA AGENTES DE MOVILIDAD URBANA AUTOR: MADRID, Junio de 2008

Descripción General del Proyecto. Abstract Vista la necesidad actual en las ciudades de usar automóviles limpios, sustituir las motocicletas de los cuerpos de servicios (Policía Municipal y Agentes de Movilidad) por vehículos de cero emisiones es la idea del proyecto. Se analizan los requerimientos de estos vehículos según el cuerpo, y se rediseña una motocicleta eléctrica para sustituir la de gasolina. El proyecto también abarca la disposición y diseño eléctrico de los almacenes donde se cargarán las baterías. La contaminación de las grandes ciudades españolas se debe, en un 80%, al tráfico rodado, en especial a una pequeña porción (un 20%) de los vehículos que son "altamente contaminantes", como consecuencia de "un sistema de control de emisiones muy pasivo", dependiente de la Inspección Técnica de Vehículos (ITV) mucho menos "riguroso" que el existente en Estados Unidos. Cada vez es más importante controlar las emisiones contaminantes de todos los agentes existentes, y el esfuerzo individual de un grupo concreto del parque de vehículos siempre supone un avance en el objetivo común. De esta forma, sustituir el vehículo de trabajo de un cuerpo de servicios a un vehículo de motor eléctrico cumple todas las expectativas previstas, pues reduce el peso de sus emisiones a cero, siempre que la generación de la energía necesaria para estos motores provenga de un sistema de generación limpio.

Because of current needs of the cities to use clean automóviles, the idea of this Project is to replace Municipal Police and Mobility Brigada scooters with zero emision vehicles. Technical requests of these brigades are analized, then an Electric Scooter is chosen to replace the combustion one. The Project abords the electric design and the disposition of the warehouse where the bateries would be charged. Large spanish cities pollution is because of road traffic in 80%, very contaminant vehicles above all, wich mean less than 20% of all vehicles. This is consequence of a very pasive control system, that is run by spanish ITV, less strict than USA one. Controling emisions of every polutant is more and more important, a little effort of a concrect group of them, it is actually an important step to get success. Finally, replacing the scooters of these brigades with electric socooters achieves all the expectations, because it reduces the emisions to zero. However, the generation of the electricity to charge the bateries must be done with clean technology.

DOCUMENTO Nº1 MEMORIA ÍNDICE GENERAL 1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA Pag 1 1.2 CÁLCULOS Pag 220 1.3 ESTUDIO ECONÓMICO Pag 234 1.4 ANEJOS Pag 239

1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA

INDICE MEMORIA DESCRIPTIVA 1.1 ELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA ELÉCTRICA. REDUCCIÓN DE EMISIONES Pag 3 1.2 CONTAMINACIÓN Y CALENTAMIENTO GLOBAL Pag 7 1.3 BATERÍAS Y MOTOCICLETAS ELÉCTRICAS Pag 36 1.4 BENCHMARK: BDSC-A1 Vs HEXAGON 125 Pag 53 1.5 BENCHMARK: VECTRIX Vs HEXAGON 150 Pag 72 1.6 VECTRIX Pag 88 1.7 DISEÑO DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA Pag 121 Página 2

1.1 Elección de la tecnología eléctrica. Reducción de emisiones Los vehículos eléctricos son más eficientes energéticamente y producen menos contaminación, siempre y cuando obtengan la electricidad de fuentes de energía limpias. Primero detectaremos las necesidades de las ciudades en cuanto a motocicletas como vehículos de servicio, de forma individual: Policía Municipal y Agentes de Movilidad. Cuantificado el número de vehículos y evaluados sus tipos, según recorridos, autonomía, especificaciones técnicas y estéticas, etc, elegimos dos motocicletas eléctricas del mercado que pueden cumplir estas especificaciones: Electric Maxi Scooter Vectrix para las tareas que requieren mayor autonomía y prestaciones, y Electric Scooter BDESC-A1 para las que requieren menores prestaciones. Tras esto se realiza un rediseño de la motocicleta para el cuerpo en cuestión, que consiste en introducir en su proceso de fabricación los accesorios de sirena, luz y soporte de la baliza, y soporte de las faltriqueras. Finalmente, tras hacer el estudio de implantación para la ciudad de Madrid, diseñamos la infraestructura óptima para cargar las baterías de las motocicletas: para este punto hemos elegido una granja solar de paneles fotovoltaicos conectada a red, con el estudio preciso de colas que permita tener siempre disponibles las baterías cuando sean requeridas. Otros factores que nos han llevado a elegir los vehículos eléctricos como alternativa a los actuales, a parte de el evidente decremento de emisiones, son las ventajas que por definición presentan los motores eléctricos frente a los de gasolina: son Página 3

motores silenciosos, pueden producir más par y más elasticidad que los motores convencionales, tienen una respuesta más inmediata en conducción, y con las últimas implantaciones tecnológicas recuperan energía en las desaceleraciones (frenos regenerativos), hoy en día estos vehículos gozan de una alta autonomía que permite realizar su jornada laboral completa a un agente, sobretodo, el hecho de extraer la energía eléctrica de baterías nos da la opción de usar la motocicleta más tiempo si se tienen preparadas baterías cargadas. Además de todo esto, la conducción es más suave y fácil, lo que es una ventaja para la formación de los agentes. Otra ventaja importante es que ya no necesitamos una batería auxiliar para alimentar los accesorios de la motocicleta, sino que toda la energía la podemos extraer de las baterías de ión litio, la motora y la de los accesorios. Prácticamente, sus únicas desventajas son su complejidad tecnológica, que supone un mayor gasto si existe avería, y el precio de compra (no el de mantenimiento). Con la implantación de las nuevas flotas de motocicletas se pretende reducir la carga de emisión de dióxido de carbono en un total de 11206 toneladas de CO2 anuales, de un total de aproximadamente 9 millones de toneladas anuales de CO2. Página 4

Moto g/km horas uso km/dia g/dia T/año Piaggio125 130 20 35 4550 1.66 Piaggio150 140 20 200 28000 10.22 totales 865 1436.55 956 9770.32 Tabla 1.1: resumen del cálculo de las emisiones eliminadas Página 5

1.2 Contaminación y Calentamiento Global 1.2.1. EMISIONES DE DIÓXIDO DE CARBONO. Una de los principales motivaciones de este proyecto es la reducción de dióxido de carbono como consecuencia de sustituir los vehículos actuales de los cuerpos (Piaggio Hexagon 150 y 125) por las motocicletas eléctricas. 1.2.1.1 Calentamiento global. El dióxido de carbono es un gas natural, en tanto que ya existía en la atmósfera antes de la aparición del hombre. Pero desde la Revolución Industrial y debido principalmente al uso intensivo de los combustibles fósiles en las actividades industriales y el transporte, se han producido sensibles incrementos en las cantidades de óxidos de nitrógeno y dióxido de carbono emitidas a la atmósfera, con el agravante de que otras actividades humanas, como la deforestación, han limitado la capacidad regenerativa de la atmósfera para eliminar el dióxido de carbono, principal responsable del efecto invernadero. Estos cambios causan un paulatino incremento de la temperatura terrestre, el llamado cambio climático o calentamiento global que, a su vez, es origen de otros problemas ambientales: Página 6

Desertización y sequías, que causan hambrunas. Deforestación. Inundaciones. Fusión de los casquetes polares y otros glaciares, que causa un ascenso del nivel del mar, sumergiendo ciudades costeras. Destrucción de ecosistemas. Página 7

Figura 2.1: Emisiones de CO2 por zona geográfica, a 1986 y previsión para el 2100 El Sol es el responsable de casi toda la energía que alcanza desde el exterior la superficie de la Tierra. El Sol emite radiación que se puede considerar de onda corta, Página 8

centrada en torno a la parte del espectro a la que son sensibles los ojos, y que llamamos por ello luz visible. Incluye también dosis significativas de radiación ultravioleta, de longitud de onda menor que la visible. La parte ultravioleta es absorbida en buena parte por el ozono y otros gases en la alta atmósfera, contribuyendo a su calentamiento, mientras que la luz visible traspasa la atmósfera casi sin problemas. La Tierra intercepta una energía del Sol que en la parte superior de la atmósfera vale 1366 W/m2. Sin embargo, sólo intercepta energía la sección de la Tierra orientada hacia el Sol, mientras que la emite toda la superficie terrestre, así que hay que dividir la constante solar entre 4, lo que lleva a 342 W/m2. De la radiación que llega al planeta, principalmente en forma de luz visible, una parte es reflejada inmediatamente. Esta fracción de energía que es devuelta inmediatamente al espacio se llama albedo, y para la Tierra vale 0,313 (31,3%), así que se pierden en el espacio 0,313 * 342 = 107 W/m2, por lo que quedan 342-107=235 W/m2 que es la energía que no es reflejada por la atmósfera, el suelo sólido o el océano. El albedo de la Tierra es un factor causal importante de su clima, afectado por causas naturales y también por otras antropogénicas. Es frecuente confundir los efectos del albedo con los del efecto invernadero, pero el primero se refiere a energía devuelta directamente al espacio, mientras que el segundo lo hace a energía primero absorbida y luego emitida. En el primer caso se trata de los mismos fotones llegados desde el Sol, en el segundo se trata de los que la Tierra emite, tras calentarse, precisamente por no haber reflejado toda la radiación solar. Página 9

Con vistas a frenar el fenómeno del cambio climático, se impulsó el Protocolo de Kioto sobre el cambio climático. Es un instrumento internacional que tiene por objeto reducir las emisiones de seis gases provocadores del calentamiento global: Dióxido de carbono (CO2), Gas metano (CH4), Óxido nitroso (N2O), además de tres gases industriales fluorados: Hidrofluorocarbonos (HFC), Perfluorocarbonos (PFC) y Hexafluoruro de azufre (SF6), en un porcentaje aproximado de un 5%, dentro del periodo que va desde el año 2008 al 2012, en comparación a las emisiones al año 1990. Por ejemplo, si la contaminación de estos gases en el año 1990 alcanzaba el 100%, al término del año 2012 deberá ser del 95%. Es preciso señalar que esto no significa que cada país deba reducir sus emisiones de gases regulados en un 5%, sino que este es un porcentaje a nivel global y, por el contrario, cada país obligado por Kioto tiene sus propios porcentajes de emisión que debe disminuir. Este instrumento se encuentra dentro del marco de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), suscrita en 1992 dentro de lo que se conoció como la Cumbre de la Tierra de Río de Janeiro. El Protocolo vino a dar fuerza vinculante a lo que en ese entonces no pudo hacer la UNFCCC. 1.2.1.2 Riesgos. Además de su efecto sobre el cambio climático, el dióxido de carbono puede tener efectos nocivos sobre la salud. Su ingestión puede causar irritación, náuseas, Página 10

vómitos y hemorragias en el tracto digestivo, así como su inhalación produce vértigo, dolor de cabeza, taquicardia, aumento de la presión sanguínea, asfixia o hiperventilación, mientras que una exposición prolongada puede afectar al metabolismo. Página 11

1.2.2 PROBLEMA ENERGÉTICO ACTUAL Es necesario establecer un marco histórico para englobar las circunstancias que se han dado en estas últimas décadas en el sector energético, que sin duda han conllevado al desarrollo de las energías renovables como una alternativa de producción de electricidad. Por un lado, y debido al desarrollo tecnológico incesante de los últimos tiempos, se ha producido una gran proliferación de gases nocivos para el medio ambiente, acentuando fenómenos como el efecto invernadero, y llevando incluso al temor social de un cambio climático que según muchos podría estar comenzando. Así, se celebra en Río de Janeiro en junio de 1992 la Cumbre de Río por la CNUMAD, Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y Desarrollo, a la que acuden representantes de 172 países. En dicha Cumbre se establecen los problemas ambientales existentes y se proponen soluciones a corto, medio y largo plazo; Los acuerdos aprobados son: 1) Declaración de Río sobre Medio Ambiente y Desarrollo: define los derechos y responsabilidades de las naciones en búsqueda del progreso y el bienestar de la humanidad. 2) La Agenda 21: programa de acción a favor del desarrollo sostenible y de la erradicación de la pobreza. Página 12

3) Convenio sobre la Diversidad Biológica: los objetivos son la conservación de la diversidad biológica, utilizar de forma sostenible los recursos naturales vivos y conseguir una participación justa y equitativa de los beneficios derivados del uso de los recursos genéticos. 4) Convención Marco sobre el Cambio Climático: acuerdo para estabilizar las concentraciones de gases causantes de efecto invernadero en la atmósfera, hasta unos valores que no interfieran en el cambio climático mundial. En 1997, en la tercera reunión de la Convención Marco sobre el Cambio Climático, se aprueba el Protocolo de Kyoto que antes comentábamos. 5) Declaración de principios sobre los Bosques: consenso mundial para orientar la gestión, conservación y desarrollo sostenible de los bosques. Por otro lado, es necesario recordar el extraordinario aumento del precio del barril de petróleo que se ha dado en los últimos tiempos. Esto es debido a la escasez de este recurso en el mercado mundial, provocada asimismo por el continuo incremento de la demanda de las economías en proceso de expansión. Algunos países ya están quedándose sin petróleo y las filas de espera para adquirir los suministros de este recurso son ahora organizados por el precio. Bien es cierto que las necesidades de crudo se sitúan por encima de los 1.5 millones de barriles por día, y que las necesidades van en aumento. Página 13

Figura 2.2: Evolución de las curvas de consumo por áreas geográficas, a 2003 Según la asociación para el Estudio del Petróleo y el Gas, ASPO, la producción mundial de petróleo iniciará su declinación entre el año 2007 y el 2010, lo que supondrá una escasez severa. Página 14

Figura 2.3: Curva de la declinación de la producción mundial de petróleo según la ASPO. Como se puede observar, existe actualmente un problema energético ya que el petróleo se está agotando. Recurrir a otros tipos de energía como la procedente de la combustión del carbón o de ciclos combinados de gas no es la solución total a este problema, ya que aunque se pongan todos los medios existentes para reducir en lo posible las emisiones, éstas aún se siguen produciendo. Página 15

1.2.3 ENERGÍAS RENOVABLES Debido a todo lo anteriormente expuesto, y unido a la importante dependencia energética que presenta España (en torno al 80%), se hace necesario el empleo de energías alternativas de apoyo para la producción de energía eléctrica. El crecimiento sustancial de las fuentes renovables, junto a una importante mejora de la eficacia energética, responden a motivos de estrategia económica, social y medioambiental, además de resultar la base para cumplir los compromisos internacionales en materia de medio ambiente. Figura 2.4: Coste del barril de petróleo en dólares en función de la producción total diaria a 2003 Página 16

Es necesario recordar las ventajas medioambientales que ofrecen las energías renovables frente a los recursos fósiles; un mayor empleo de fuentes renovables reduce la contribución del sistema energético al efecto invernadero y en cierto modo minimiza las externalidades en los procesos de generación de energía eléctrica. En este sentido, el Plan de Energías Renovables en España (PER) 2005-2010, que constituye la revisión del Plan de Fomento de las Energías Renovables en España 2000-2010, trata de mantener el compromiso de cubrir con fuentes renovables al menos el 12% del total de la energía consumida para el 2010. Informa así mismo de las políticas a seguir por todos los países europeos para el fomento de las energías renovables, que se llevan a cabo desde la aprobación del Libro Blanco en 1997. En definitiva, lo que se pretende es reforzar un importante eslabón en la política energética y facilitar, al mismo tiempo, el cumplimiento de determinados compromisos medioambientales, como el Protocolo de Kyoto antes mencionado. Todo esto con el único fin de contribuir de manera eficaz a un desarrollo económico sostenible. Página 17

Figura 2.5: Evolución del precio del petróleo en las últimas décadas según la OPEP. Precio nominal y precio referenciado a 1973 Página 18

1.2.4 LA LEY EURO-2 En la actualidad, una motocicleta produce hasta 100 veces más emisiones contaminantes que un automóvil. Por este motivo el Parlamento Europeo aprobó el miércoles una propuesta que obliga a los fabricantes de motos a producir vehículos más respetuosos con el medioambiente. Esta nueva ley, conocida con el nombre de Euro-3, entrará en vigor el 1 de enero de 2006. A partir de esa fecha, cualquier motocicleta que se fabrique en la UE deberá ser más «limpia» y como máximo podrá emitir los mismos niveles de dióxido de carbono (CO2) que un «turismo nuevo de 2000». Un año después, el 1 de enero de 2007, ya no se podrá comercializar ningún modelo que no cumpla la nueva norma. La Euro-3 es la última fase de un plan de la Unión Europea que pretende hacer menos contaminante el actual parque motociclista de Europa. Sin embargo, hasta la llegada de esta directriz, los fabricantes tendrán que aprobar un examen previo. Se trata de la segunda etapa (Euro-2) de esta ley, que entrará en funcionamiento a partir del 17 de junio de 2002, para ciclomotores, y del 1 de enero de 2003 para los vehículos de mayor cilindrada.las motocicletas y ciclomotores que se fabriquen a partir de esa fecha deberán reducir los niveles de emisiones de dióxido de carbono hasta los 5,5 g/km. Página 19

Una norma europea sobre emisiones es un conjunto de requisitos que regulan los límites aceptables para las emisiones de gases de combustión de los vehículos nuevos vendidos en los Estados Miembros de la Unión Europea. Las normas de emisión se definen en una serie de directivas de la Unión Europea con implantación progresiva que son cada vez más restrictivas. Actualmente, las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOX), Hidrocarburos (HC), Monóxido de carbono (CO) y partículas están reguladas para la mayoría de los tipos de vehículos, incluyendo automóviles, camiones, trenes, tractores y máquinas similares, barcazas, pero excluyendo los barcos de navegación marítima y los aviones. Para cada tipo de vehículo se aplican normas diferentes. El cumplimiento se determina controlando el funcionamiento del motor en un ciclo de ensayos normalizado. Los vehículos nuevos no conformes tienen prohibida su venta en la Unión Europea, pero las normas nuevas no son aplicables a los vehículos que ya están en circulación. En estas normas no se obliga el uso de una tecnología en concreto para limitar las emisiones de contaminantes, aunque se consideran las técnicas disponibles a la hora de establecer las normas. El objetivo fijado en el Protocolo de Kyoto es reducir las emisiones de una serie de gases de efecto invernadero en un 8 % durante el período 2008-2012 en relación con los niveles de 1990. Las emisiones de dióxido de carbono procedentes del transporte han aumentado rápidamente en los últimos años, del 21% del total de emisiones en 1990 al 28% en el Página 20

2004. Sin embargo, en la actualidad no existen normas sobre el límite de emisiones de CO2 procedentes de la combustión en los vehículos. Se considera que las emisiones de CO2 originadas por el transporte en la Unión Europea actualmente constituyen el 3,5% de emisiones globales de CO2. Entre 1992 y 2007 los gases nocivos con que los aviones contaminan Europa aumentaron en un 89%. El transporte aéreo es uno de los máximos responsables de la escalada de emisiones contaminantes que aceleran el cambio climático. Las medidas que se adopten para reducir las emisiones de CO2, tendrán que incluir la reducción de las emisiones del transporte. Los turismos representan aproximadamente la mitad de las emisiones de CO2 relacionadas con el transporte en la Unión Europea y el transporte aéreo que representa el 12% de las emisiones de CO2 procedentes del transporte. Uno de los objetivos de la Directiva 1999/94/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de diciembre de 1999, relativa a la disponibilidad de la información a los consumidores sobre el consumo de combustible y las emisiones de CO2 respecto de la comercialización de los turismos nuevos es garantizar que la información pertinente y comparable sobre el consumo de combustible y las emisiones de CO2 de los turismos nuevos ofrecidos en venta o alquiler en la Unión Europea se pone a disposición de los consumidores a fin de que los consumidores puedan elegir con conocimiento de causa, impulsando de ese modo a los fabricantes a hacer lo necesario para reducir el consumo de los automóviles. El hecho de que se coloquen etiquetas en los coches de segunda Página 21

mano en el punto de venta podría influir en los compradores de turismos nuevos, inclinándolos hacia vehículos de bajo consumo, ya que esta característica se tendría en cuenta para la reventa del vehículo. Figura 2.6: restricción según versión de la ley para óxidos nitrosos en vehículos de gasolina Página 22

Figura 2.7: restricción según versión de la ley para óxidos nitrosos en vehículos diesel En Reino Unido, el planteamiento inicial se consideró ineficaz. La forma en que se presentó la información era demasiado complicada de entender para los consumidores. Como resultado, los fabricantes de automóviles en el Reino Unido acordaron voluntariamente poner una etiqueta de color "más sencilla para el consumidor" que muestra las emisiones de CO2 en todos los vehículos nuevos a partir de septiembre de 2005, con una letra desde la A (menos de 100 g de CO2 por Km) a la F (más de 186 g/km). El objetivo de la nueva "etiqueta verde" es dar a los consumidores una información clara sobre el rendimiento medioambiental de los diferentes vehículos. Página 23

Otros países miembros de la Unión Europea están también en proceso de introducir este tipo de etiquetas. Los límites de emisiones de CO2 generadas por los vehículos están sujetos a un acuerdo voluntario (en esto difieren de los límites obligatorios en la legislación CAFE de Estados Unidos) entre la UE y los fabricantes de automóviles (véase acuerdo ACEA). En última instancia, el objetivo de la Unión Europea con los acuerdos voluntarios es contribuir a llegar a un promedio de emisiones de CO2 (que se miden de acuerdo a la Directiva de la Comisión 93/116/CE) de 120 g/km para todos los nuevos vehículos de turismo para el año 2012. Sin embargo, como resulta cada vez más claro que el acuerdo inicial no se cumplirá (habiendo logrado sólo 160 g/km en 2005, desde los 186 g/km en 1995), los legisladores han comenzado a considerar una nueva reglamentación. A finales de 2005, el Parlamento Europeo aprobó una resolución en apoyo a las obligatorias normas de emisión de CO2 para sustituir a los actuales compromisos voluntarios de los fabricantes y al etiquetado. A finales de 2006, en respuesta a un nuevo informe desarrollado por la Federación Europea de Transporte y Medio Ambiente documentando falta de progreso en las metas de carácter voluntario, la Comisión Europea anunció que estaba trabajando en una propuesta para limitar las emisiones de CO2 de los automóviles. Página 24

El 7 de febrero de 2007, la Comisión Europea publicó su propuesta de proyecto legislativo (COM 2007 0019) para limitar la media de emisiones de CO2 de la flota de vehículos europeos a los 120 g/km. Sin embargo, esto no quiere decir que todos los fabricantes tendrían una media de 120 g/km para sus vehículos. Algunos grandes fabricantes de automóviles pequeños, tales como Fiat, Renault, Peugeot y Citroen ya están muy cerca del objetivo, mientras que los fabricantes de pequeño volumen de ventas en automóviles pequeños producen automóviles con más emisiones por km, como BMW, Mercedes, Audi, Saab y Porsche, situándose más lejos de alcanzar ese objetivo. Lejos de ser sorprendente los fabricantes franceses quieren un objetivo global, mientras que los fabricantes alemanes manifiestan que un objetivo general destruiría sus industrias. La Federación Europea de Transporte y Medio Ambiente insiste en la necesidad de un objetivo a más largo plazo que disminuya a la mitad el consumo de combustible de los automóviles nuevos durante la década de 2010, alcanzando los 80 g de CO2/km hacia el 2020. La media de emisiones de los vehículos nuevos producidos en la Unión Europea se redujo hasta los 160 g CO2/Km (reduciendo sólo el 0.2% en 2006) y todavía podría cumplirse el objetivo voluntario de 140 g CO2/Km para el 2008. La Asociación de Fabricantes Europeos de Automóviles (ACEA, por sus siglas en inglés) solicitó ampliar el plazo al menos hasta 2015 y un enfoque diferente que permita a los constructores reducir las emisiones de CO2 con una viabilidad económica. De igual manera, ACEA solicitó a los gobiernos de la Unión Europea el desarrollo de políticas que incentiven la demanda de vehículos con reducidas emisiones de CO2. Página 25

Las etapas son normalmente denominadas Euro 1, Euro 2, Euro 3, Euro 4 y Euro 5 para vehículos ligeros. Las series correspondientes de las normas para vehículos pesados utilizan números romanos en vez de números arábigos (Euro I, Euro II, etc.) El marco jurídico consiste en una serie de directivas, cada una es una modificación de la Directiva 70/220/CEE. Se presenta aquí una lista resumida de las normas, cuándo entran en vigor, qué se aplicará en cada una de ellas, y qué directivas de la UE proporcionan una definición de cada norma. Hablando de otros agentes contaminantes: * Euro 1 (1993): o Para turismos - 91/441/CEE. o También para turismos y para camiones ligeros - 93/59/CEE. * Euro 2 (1996) para turismos - 94/12/CE (& 96/69/CE) * Euro 3 (2000) para cualquier vehículo - 98/69/CE * Euro 4 (2005) para cualquier vehículo - 98/69/CE (& 2002/80/CE) Página 26

* Euro 5 (2008/9) para cualquier vehículo - (COM(2005) 683 - propuesto) emisión. Estos límites sustituyen a la directiva original 70/220/CEE sobre límites de Las clasificaciones de los tipos de vehículos están definidas por: * Directiva 2001/116/CE de la Comisión, de 20 de diciembre de 2001, por la que se adapta al progreso técnico la Directiva 70/156/CEE del Consejo relativa a la aproximación de las legislaciones de los Estados miembros sobre la homologación de vehículos de motor y de sus remolques * Directiva 2002/24/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de marzo de 2002, relativa a la homologación de los vehículos de motor de dos o tres ruedas y por la que se deroga la Directiva 92/61/CEE del Consejo. En el área de los combustibles, la directiva sobre biocombustibles de 2001 exige que el 5,75% de todos los transportes que usan combustibles fósiles deben sustituir su uso por biocombustibles antes del 31 de Diciembre de 2010, con un objetivo intermedio del 2% a finales de 2005. Sigmar Gabriel, ministro alemán de medio ambiente, rechaza pedir prorrogar el plazo para aplicar la reducción de CO2. Página 27

Normativa sobre emisiones para turismos: Los gases de escape son mucho menos nocivos que hace un decenio, gracias a las normas sobre emisiones. Las normas sobre emisiones para turismos y vehículos industriales ligeros se resumen en las siguientes tablas. Desde la etapa Euro 2, los reglamentos de la UE introducen diferentes límites de emisiones para los vehículos diesel y gasolina. Los diesel tienen normas más estrictas normas de CO pero se les permite más emisiones de NOx. Los vehículos de gasolina están exentos de las normas de PM hasta la etapa Euro 4 (la etapa Euro 5 propuesta introduce normas para PM algunos automóviles de gasolina). Vehículo ecológico avanzado (Enhanced environmentally friendly vehicle en inglés o EEV en sus siglas en inglés) es un término usado en las normas europeas sobre emisiones para la definición de un "vehículo limpio" de más de 3500 kg en las categorías M2 y M3. Ciclo de ensayos: Para comprobar reducciones reales de las emisiones es fundamental que los ciclos de ensayos que se realizan, en la medida de lo posible, reflejen situaciones de conducción normales. Recientemente se descubrió que los fabricantes de motores se comprometerían en lo que se llamó "cycle beating" para optimizar el rendimiento de Página 28

emisiones para el ciclo de ensayos, mientras que las emisiones en condiciones típicas de conducción son mucho mayores de lo esperado, lo que socava las normas y la salud pública. Una investigación reciente de dos institutos de tecnología alemana descubrió que, para los automóviles diesel, las reducciones de NOx se han alcanzado realmente después de 13 años de que las normas empezaran a ser más estrictas, con las etapas Euro I a Euro IV. Críticas: * Greenpeace pidió el 12 de diciembre de 2007 a la Comisión Europea que modifique el borrador de la norma, cuya presentación estaba prevista para el 19 de diciembre, de forma que los vehículos pesados no sean favorecidos en cuanto a las emisiones de CO2. * Dieter Zetsche, presidente del grupo Daimler, asegura que será difícil que la industria alcance en 2012 el límite de emisiones de 120 g CO2/Km. Página 29

1.2.5 ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA Aunque en la actualidad la energía solar fotovoltaica sólo supone el 0.001% de energía total producida a nivel mundial, se prevé un rápido y significativo crecimiento de su implantación, dado el compromiso de los países a apostar por este tipo de energías limpias, y al desarrollo de la tecnología. La industria del sector fotovoltaico está experimentando en los últimos años un crecimiento medio anual superior al 30%. Tradicionalmente el uso de la energía solar fotovoltaica ha sido destinada a aplicaciones aisladas de red eléctrica. Sin embargo, desde hace algunos años la incorporación de esta tecnología al entorno urbano ha facilitado su distribución y desarrollo. Se trata de la única tecnología capaz de producir allí donde se consume, reduciendo en gran medida la saturación de las redes así como las pérdidas por transporte de electricidad. fotovoltaica. A continuación se expone el funcionamiento básico de una instalación La energía solar fotovoltaica aprovecha la radiación del Sol en sus componentes directa y difusa a través de lo que se conoce como paneles fotovoltaicos. Éstos están formados por dispositivos semiconductores de tipo diodo que al recibir la radiación solar se excitan y provocan saltos electrónicos, generando una pequeña diferencia de potencial en sus extremos. Así, mediante el acoplamiento en serie y en paralelo de estos Página 30

módulos fotovoltaicos se puede obtener gran variedad de tensiones y corrientes en corriente continua. La corriente eléctrica que proporcionan los paneles se transforma en corriente alterna a partir de un convertidor CC-AC. Para poder verter esta energía en la red es necesario transformar la tensión a un valor adecuado mediante un transformador, que además proporcionará a la instalación el aislamiento galvánico. Como se puede observar es una forma sencilla de producir electricidad. El inconveniente es, como ya se ha dicho, que se trata de una tecnología que todavía no se encuentra muy desarrollada, lo que hace que la inversión sea elevada. Es por esto que el Estado ofrece unas ayudas en forma de primas, que serán estudiadas más adelante, para que su construcción sea viable, y así favorecer el desarrollo de esta forma de energía limpia Página 31

1.2.6 JUSTIFICACIÓN (GRANJA SOLAR) El objetivo de potencia instalada en España en el 2010 para la energía solar fotovoltaica, estimado en el Plan de Fomento e Infraestructuras 2002/2010, es de 143.7 Mwp instalados. Para conducir este proceso de aumento de potencia se han desarrollado diversos textos legales a través de los cuales se ha ido regularizando y sistematizando la metodología de implantación y de operación de estas centrales. Así, en estos textos se pueden encontrar dos regímenes legales de producción de electricidad: uno ordinario, y otro especial, en el que se engloban todas las renovables. En este último, cabe la posibilidad de subvencionar el precio de generación y primar a los productores a través de fondos europeos, estatales o comunitarios, con el único fin de implantar esta tecnología de forma sencilla en el sistema eléctrico español. Desde el RD 436/2004 se establece un límite superior de potencia instalada para percibir la máxima retribución. Este límite se estableció en un principio en 5Kw, y se amplió hasta los 100Kw actuales en la última revisión del 2006. Las tarifas, primas e incentivos establecidas en la actualidad son las siguientes: Para instalaciones de menos de 100kw de potencia instalada se establece una prima del 575 por ciento durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y 460 por ciento a partir de entonces; para el resto de instalaciones la tarifa es de 300 por ciento durante los primeros 25 años Página 32

desde su puesta en marcha y 240 por ciento a partir de entonces. La prima establecida es de 250 por ciento durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y 200 por ciento a partir de entonces. Cada cuatro años a partir del 2006 se procederá a la revisión del RD 436/2004. Las tarifas, incentivos y complementos que resulten de cualquiera de las revisiones entrarán en vigor el uno de enero del segundo año posterior al año en el que se haya efectuado la revisión. A parte, a través del IDAE y en colaboración con el ICO e instituciones financieras, se están desarrollando planes de ayudas y subvenciones a las energías renovables, donde la solar fotovoltaica tiene una gran preferencia. La energía solar fotovoltaica ha sido en estos últimos años la energía que ha logrado un mayor despegue, ya que ha aumentado en gran medida tanto el número de proyectos aprobados como el número de fondos públicos comprometidos. Como se puede observar, todas estas políticas favorables a la energía solar fotovoltaica han hecho que en España se esté aumentando y potenciando el desarrollo de esta tecnología. Aunque por el momento se trate de una forma de energía algo cara dado su escaso desarrollo tecnológico, las subvenciones antes citadas hacen que los proyectos desarrollados sean viables, que es la justificación de los mismos. En contrapartida cabe citar la dependencia tan importante de esta tecnología de la política de subvenciones, dando lugar a un mercado muy ligado a los ciclos administrativos. Página 33

Figura 2.8: Evolución histórica de la potencia fotovoltaica total instalada en España. Página 34

1.3 Baterías y Motocicletas Eléctricas 1.3.1 BREVE INTRODUCCIÓN Se le llama batería eléctrica, acumulador eléctrico o simplemente acumulador, al dispositivo que almacena energía eléctrica usando procedimientos electroquímicos y que posteriormente la devuelve casi en su totalidad; este ciclo puede repetirse por un determinado número de veces. Se trata de un generador eléctrico secundario; es decir, un generador que no puede funcionar sin que se le haya suministrado electricidad previamente mediante lo que se denomina proceso de carga. También se le suele denominar batería, puesto que, muchas veces, se conectan varios de ellos en serie, para aumentar el voltaje suministrado. Así, la batería de un automóvil está formada internamente por 6 elementos acumuladores del tipo plomoácido, cada uno de los cuales suministra electricidad con una tensión de unos 2 V, por lo que el conjunto entrega los habituales 12 V, o por 12 elementos, con 24 V para los camiones. El término pila, en castellano, denomina los generadores de electricidad no recargables. Tanto pila como batería son términos provenientes de los primeros tiempos Página 35

de la electricidad, en los que se juntaban varios elementos o celdas en el primer caso uno encima de otro, "apilados", y en el segundo, adosados lateralmente, "en batería", como se sigue haciendo actualmente, para así aumentar la magnitud de los fenómenos eléctricos y poder estudiarlos sistemáticamente. De esta explicación se desprende que cualquiera de los dos nombres serviría para cualquier tipo, pero la costumbre ha fijado la distinción. El funcionamiento de un acumulador está basado esencialmente en algún tipo de proceso reversible; es decir, un proceso cuyos componentes no resulten consumidos ni se pierdan, sino que meramente se transformen en otros, que a su vez puedan retornar al estado primero en las circunstancias adecuadas. Estas circunstancias son, en el caso de los acumuladores, el cierre del circuito externo, durante el proceso de descarga, y la aplicación de una corriente, igualmente externa, durante el de carga. Resulta que procesos de este tipo son bastante comunes, por extraño que parezca, en las relaciones entre los elementos químicos y la electricidad durante el proceso denominado electrólisis, y en los generadores voltaicos o pilas. Los investigadores del siglo XIX dedicaron numerosos esfuerzos a observar y a esclarecer este fenómeno, que recibió el nombre de polarización. Página 36

Figura 3.1: Esquema esencial del proceso de polarización de la pila Zn-Cu de Volta. Un acumulador es, así, un dispositivo en el que la polarización se lleva a sus límites alcanzables, y consta, en general, de dos electrodos, del mismo o de distinto material, sumergidos en un electrolito. Página 37

1.3.2 EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LAS BATERÍAS Alessandro Volta comunica su invento de la pila a la Royal London Society, el 20 de marzo de 1800. Johann Wilhelm Ritter construyó su acumulador eléctrico en 1803. Como muchos otros que le siguieron, era un prototipo teórico y experimental, sin posible aplicación práctica. En 1860, Gaston Planté construyó el primer modelo de acumulador de plomoácido con pretensiones de ser un aparato utilizable, lo que no era más que muy relativamente, por lo que no tuvo éxito. A finales del siglo XIX, sin embargo, la electricidad se iba convirtiendo rápidamente en artículo cotidiano, y cuando Planté volvió a explicar públicamente las características de su acumulador, en 1879, tuvo una acogida mucho mejor, de modo que comenzó a ser fabricado y utilizado casi inmediatamente, iniciándose un intenso y continuado proceso de desarrollo para perfeccionarlo y soslayar sus deficiencias, proceso que dura hasta nuestros días. Thomas Alva Edison inventó, en 1900, otro tipo de acumulador con electrodos de hierro y níquel, cuyo electrolito es la potasa cáustica (KOH). Empezaron a comercializarse en 1908, y son la base de los actuales modelos alcalinos, ya sean recargables o no. Página 38

También hacia 1900, en Suecia, Junger y Berg inventaron el acumulador Ni-Cd, que utiliza ánodos de cadmio en vez de hierro, siendo muy parecido al de ferroníquel en las restantes características. Página 39

1.3.3 BATERÍAS ACTUALES Baterías Litio-Ion: las Baterías Litio-Ion (Li-ion) utilizan un ánodo de Litio y un cátodo de Ion. Su desarrollo es más reciente, y permite llegar a densidades del orden de 115 Wh/kg. Además, no sufren el efecto memoria. Baterías Polímero de Litio (Li-poli): son una variación de las Baterías Litio-Ion (Li-ion). Sus características son muy similares, pero permiten una mayor densidad de energía, así como una tasa de descarga bastante superior. Parámetros de un acumulador: * La tensión o potencial (en voltios) es el primer parámetro a considerar, pues es el que suele determinar si el acumulador conviene al uso a que se le destina. Viene fijado por el potencial de reducción del par redox utilizado; suele estar entre 1 V y 4 V por elemento. * La corriente que puede suministrar el elemento, medida en ampere (A), es el segundo factor a considerar. Especial importancia tiene en algunos casos la corriente máxima obtenible; p. ej., los motores de arranque de los automóviles exigen esfuerzos brutales de la batería cuando se ponen en funcionamiento (decenas de A), por lo que deben actuar durante poco tiempo. Página 40

* La capacidad eléctrica se mide en la práctica por referencia a los tiempos de carga y de descarga en Ah. La unidad SI es el coulomb (C). 1 Ah = 1000 mah = 3600 C; 1 C = 1 Ah/3600 = 0,278 mah. Téngase en cuenta, sin embargo, que, cuando le den indicaciones en el cuerpo de las baterías o en sus envases, como Cárguese a C/10 durante 12 horas, la letra C no se refiere al coulomb, sino a la carga máxima que puede recibir el acumulador, de modo que en el caso anterior, si la capacidad del acumulador fuesen 1200 mah, se le debería aplicar una corriente de carga de 1200/10 = 120 ma durante el número de horas indicado. * La energía almacenada se mide habitualmente en Wh (watt-hora); la unidad SI es el joule (unidad). 1 Wh = 3600 J = 3,6 kj; 1 J = 0,278 mwh * La resistencia de los acumuladores es muy inferior a la de las pilas, lo que les permite suministrar cargas mucho más intensas que las de éstas, sobre todo de forma Página 41

transitoria. Por ejemplo, la resistencia interna de un acumulador de plomo-ácido es de 0,006 ohm, y la de otro de Ni-Cd, de 0,009 ohm. * En fin, otra de las características importantes de un acumulador es su masa; es decir, lo que pesa, y la relación entre ella y la capacidad eléctrica (Ah/kg) o la energía (Wh/kg) que puede restituir. En algunos casos puede ser también importante el volumen que ocupe (en m3 o en litros). * El rendimiento es la relación porcentual entre la energía eléctrica recibida en el proceso de carga y la que el acumulador entrega durante la descarga. El acumulador de plomo-ácido tiene un rendimiento de más del 90%. Página 42

Tipo Energía / Tensión por Duración T de Descarga peso elemento (V) (años) carga 30-50 2 V 20-30 8-16h 5% Pb Wh/kg 48-80 1,25 V 12-51 1h 20% Ni-Cd Wh/kg 60-120 1,25 V 100-200 2h-4h 30% Ni-H Wh/kg 110-160 3,16 V 400-500 2h-4h 10% Li-ion Wh/kg 100-130 3,16 V 10000-5000 1h-1.5h 10% Li-Po Wh/kg Tabla 3.1: tabla comparativa de los diferentes tipos de acumulador Página 43

1.3.4 LAS BATERÍAS COMO CONTAMINANTES Como se ha visto, las baterías contienen metales pesados y compuestos químicos, muchos de ellos perjudiciales para el medio ambiente. Es muy importante no tirarlas a la basura (en la mayoría de los países eso no está permitido), y llevarlas a un centro de reciclado. Actualmente, la mayoría de los proveedores y tiendas especializadas también se hacen cargo de las baterías gastadas. En México, la liberación del mercurio contenido en pilas ha ocurrido a consecuencia del uso de tres tipos de pilas: las de óxido de mercurio, las de C-Zn y las alcalinas. En el primer tipo, el contenido de dicho metal es del 33%, y se usaron tanto en su presentación de botón como en otros tamaños, a partir de 1955. Teóricamente, se dejaron de producir en 1995, aunque hay fuentes de información que indican que dicho proceso continúa en Asia y se distribuyen en el mercado internacional. Para el segundo y tercer tipo de pilas, se sabe que durante varias décadas, antes de 1990, se les agregaba mercurio (entre 0,5 a 1,2%) para optimizar su funcionamiento, siendo las alcalinas las de mayor contenido; también el carbón que contienen algunas veces está contaminado con este metal de manera natural. En 1999, el INE solicitó un análisis de muestras de tres diferentes marcas de pilas del tipo AA, de consumo normal en México, de las cuales dos eran de procedencia asiática (de C-Zn) y una alcalina de procedencia europea. Los resultados fueron los siguientes: para las de procedencia asiática, los valores obtenidos fueron de 0,18 mg/kg y de 6,42 mg/kg; en cuanto a la de procedencia europea el resultado fue de 0,66 mg/kg; dichas cantidades, equivalentes a partes por millón, no rebasan los límites de 0,025% establecidos en el Protocolo sobre metales Página 44

pesados adoptado en 1998 en Aarhus, Dinamarca, por los países miembros de la Comisión Económica para Europa de las Naciones Unidas (UNECE). El muestreo anterior fue un hecho aislado y sería conveniente en un futuro seguir analizando el contenido de mercurio en el mayor número de marcas posibles. Según los cálculos presentados en el cuadro 10, se estima que se han liberado 1.232 toneladas durante los últimos 43 años. En México, otras fuentes de mercurio la constituyen la industria de cloro/sosa, que lo utiliza en su proceso; también productos como termómetros, varios tipos de interruptores y lámparas fluorescentes. Según información oficial ya no se extrae mercurio en México, aunque se dispone de datos sobre importación por un monto de 130 toneladas en los últimos tres años. El mercurio es un contaminante local y global por excelencia. La química ambiental correspondiente a este metal tóxico es muy compleja, dadas sus propiedades; se evapora a temperatura ambiente y sus átomos viajan lejos; al ser depositado en los cuerpos de agua se transforma en mercurio orgánico (metil-mercurio) por mecanismos aeróbicos o anaeróbicos; es así como se contaminan, entre otros, los pescados y mariscos. Otra forma de intoxicación por mercurio es la inhalación de los vapores emitidos por el mercurio en su forma metálica en ambientes cerrados. El metil-mercurio puede atravesar la placenta, acumularse, y provocar daño en el cerebro y en los tejidos de los neonatos, quienes son especialmente sensibles a esta sustancia. También puede existir exposición al mercurio a través de la leche materna; en este caso, los efectos pueden provocar problemas de desarrollo, retrasos en el andar, en el habla o mentales, falta de coordinación, ceguera y convulsiones. En adultos, la exposición constante, a través de la ingesta de alimentos contaminados, pescados por lo general, puede provocar cambios de personalidad, pérdida de visión, memoria o coordinación, sordera o problemas en los riñones y pulmones. La Agencia Internacional para la Investigación sobre el Cáncer (IARC, por Página 45

sus siglas en inglés) de la Organización Mundial de la Salud (OMS), considera al metilmercurio y sus compuestos como posiblemente carcinogénico en seres humanos (Grupo 2B). El metil-mercurio, que es la forma más tóxica, se acumula en los tejidos de los peces; los especímenes de mayor tamaño y de mayor edad tienden a concentrar niveles de mercurio más altos. Manganeso: dado que los tipos de pila más consumidos son alcalinas y C-Zn (aproximadamente el 76% del consumo total de pilas y baterías), el óxido de manganeso contenido en ellas es el contaminante que en mayor volumen se ha liberado al medio ambiente en las últimas cuatro décadas, lo que representa aproximadamente 145,917 toneladas. Respecto de los efectos adversos ocasionados en la salud humana por esta sustancia, diversos estudios sugieren efectos neurológicos serios por exposición oral al manganeso. Por ejemplo, un estudio hecho por la OMS reporta que en 1981 se notificó una intoxicación en una comunidad de Japón, debida a que cerca de un pozo de agua se enterraron aproximadamente 400 piezas de pilas a una distancia aproximada de dos metros, lo cual provocó 16 casos de envenenamiento; tres fueron fatales (incluyendo un suicidio). Los niveles de manganeso detectados en el agua de ese pozo fueron de 14 miligramos por litro, mientras que en otros dos pozos los niveles alcanzaron 8 y 11 miligramos por litro. Los sujetos de la comunidad exhibieron desórdenes de tipo psicológico y neurológico asociados a la intoxicación. Página 46

1.3.5 MOTOCICLETAS ELÉCTRICAS Historia: Finales de 1860: Se pueden encontrar las primeras referencias a motocicletas eléctricas en patentes. 1911: De acuerdo a un artículo en Popular Mechanics está disponible la primera motocicleta eléctrica. 2007: A123 Killacycle alimentada por una batería de ión lítio logra el record de 270km/h al recorrer 400 metros en 7.824 segundos en Phoenix. Axle Corporation planea comercializar una versión mini-scooter del EV-X7, con un precio aproximado de 2100 dólares. Una motocicleta o scooter eléctrica es una motocicleta que utiliza un motor eléctrico como medio de propulsión. Página 47

Figura 3.2: Yamaha FC-AQUEL. Propulsado por el sistema de pila de combustible de hidrógeno, impulsado por hidrógeno comprimido proveniente de un depósito a presión de 350 bares. Adopta un sistema híbrido que monta una batería recargable secundaria Tradicionalmente la fuente de energía para el motor eléctrico han sido baterías, pero el desarrollo de pilas de combustible ha proporcionado varios prototipos. Página 48

Figura 3.3: Yamaha Gen-RYU. La Gen -Ryu combina el motor de cuatro cilindros en línea de la R6 con un motor eléctrico Figura 3.4: Montaje de sistemas híbridos de potencia (motor térmico + motor eléctrico). La diferencia entre un paralelo y un serie, está en la activación del grupo diferencial en el eje motriz Página 49

Ventajas del motor eléctrico sobre el de gasolina: Los costes de combustible para el motor eléctrico son aproximadamente el 10% de los costes para el motor de gasolina Prácticamente silencioso Sin emisiones contaminantes directas Se puede utilizar en interiores No se necesitan viajes a la gasolinera. Se pueden recargar en el garaje. Mantenimiento reducido y económico. Ejemplo, no es necesario cambiar el aceite. Inconvenientes: Los gastos iniciales son mayores que en la motocicleta o scooter de gasolina equivalente. Menor autonomía antes de repostar. Página 50

Mayor tiempo de respostaje. Menor velocidad máxima. Pocos enchufes eléctricos están instalados en las calles o carreteras. Página 51

1.4 Benchmark: Electric Scooter BDESC-A1 Vs Piaggio Hexagon 125 Figura 4.1: Electric Scooter BDESC-A1 Página 52

1.4.1 ELECTRIC SCOOTER BDESC-A1 Precio mercado: 1,168 Euros Descripción: Scooter Eléctrico Fuerza máxima de tracción: 100 Kg Velocidad máxima: 40-45 Km/h Autonomía (distancia máxima): 65Km Tiempo de carga: 8 horas Tipo de motor: Brushless motor Potencia: 500W Potencia de la batería: 12 V 24 Ah Página 53

Tensión de carga: 110-250 V Peso: 98 Kg Dimensiones: 1835 x 680 x 1120 mm (L x W x H) * Transporte incluido * PVP * Homologado por la CEE Garantía: Motor: 12 Meses Batería: 8 Meses Página 54

Condensador del cargador: 6 Meses Forma de Pago 30 % al pedido Resto a la entrega del pedido Página 55

Figura 4.2: Piaggio Hexagon 125 Página 56

1.4.2 PIAGGIO HEXAGON 125 Precio mercado: 1200 Piaggio presenta dos versiones de un mismo modelo. La versión 125 cc. y la versión 150 cc. Ambos son scooters de lujo, pensados para proporcionar las máximas com0odidades a sus usuarios y acompañantes, con una gran capacidad de carga, un buen equipamiento y propulsores de suficiente potencia para poder realizar trayectos interurbanos sin dificultades. La versión de 125 cc. está al alcance de los jóvenes de 16 años que hayan obtenido el carnet A-1. Motor: Propulsor monocilíndrico de dos tiempos, alimentado por un carburador de 20 mm. con starter automático, refrigeración líquida, 125 cc., engrase separado con depósito de aceite de 1.3 litros de capacidad y arranque eléctrico. Todo ello proporciona una potencia de 12 CV a 6800 r.p.m., un par máximo de 1.1 kgm a 5000 r.p.m. y una velocidad de 80 km/h. Chasis: Monocuna en U en tubo de acero de alta resistencia y refuerzos en chapa con el grupo motopropulsor anclado oscilante haciendo de basculante. Monta horquilla Página 57

monobrazo con amortiguador hidráulico delante y un amortiguador hidráulico con precarga de muelle regulable en tres posiciones detrás y como sistema de frenos monta, freno de disco con pinza de doble pistón delante y tambor simple leva detrás. Equipamiento: Maletero posterior iluminado con cabida para dos cascos, parabrisas, pequeños respaldos tanto para el conductor como para el acompañante, agarramanos a los laterales del asiento del acompañante, tapón de llenado de combustible en la barra central para poder repostar sin necesidad de bajarse del vehículo, caballetes central y lateral, protector de escape, llantas de aleación ligera con neumáticos tubeless, dos retrovisores y completo cuadro de mandos entre otros. Colores: En Blanco, en Negro, en Violeta metalizado o en Gris metalizado. Garantía: Dos años de piezas y mano de obra. Página 58

Potencia 13,6 cv Régimen de potencia 7,400 r.p.m Cilindrada 123 c.c. Nº cilindros 1 Ciclo/h 2T Refrigeración Líquida Arranque Eléctrico/Palanca Cambio Automático Transmisión Directa Página 59

Distancia ejes 1,400 mm Recorrido Susp. Del. MB 90 mm Recorrido Susp. Tras. A 110 mm Rueda Del. 110/80-10 Rueda Tras. 130/70-10 Freno Del. D/175 mm Freno Tras. T/110 mm Altura Asiento 770 mm Página 60

Peso 125 Kgs Depósito 10 litros Página 61

1.4.3 COMPARATIVA Y CONCLUSIÓN BDESC A1 Hexagon125 Fmax traccion Kg 100 560 Vmax Km/h 45 80 Autonomia Km 65 190 Tcarga h 8 0 Potencia w 500 Potencia bat 12 v 24 Ah Tens Carga V 110-250 Página 62

Potencia cv 13,6 Reg Potencia rpm 7400 Deposito l 10 Peso Kg 98 125 Dimensiones mm mm mm 1835x680x1120 Volumen m^3 1,397536 Garantia motor meses 12 24 Garantia bateria meses 8 Precio mercado 1168 1200 Página 63

Pago inicial 350,4 1200 Pago entrega 817,6 0 Garantia condensador meses 6 Estimado mantenimiento 1 anual 200 690 Vida util moto años 6 6 Valor estimado final 292 300 Por amortizar 876 900 Amortizacion anual 146 150 Página 64

Seguro 200 500 Impuesto circulacion 0 190 Estimado mantenimiento 1 1200 4140 Estimado mantenimiento 2 por 100km 8,72 15,25 Aceite 0 1 Bujias 0 0,5 Filtro de Aire 0 0,5 Filtro de aceite 0 0,5 Página 65

Suspensiones 2 2 Correa Alternador 0,17 0,17 Ruedas 2 2 Bateria 1,5 0,33 Gasolina 0 7 Frenos 1,25 1,25 Electricidad 1,8 0 km/año de este cuerpo 5000 5000 Estimado mantenimiento 2 436 762,5 Página 66

anual Estimado mantenimiento 2 2616 4575 Mantenimiento total estimado 3816 8715 Precio total invertido en 6 años 4984 9915 Tabla 4.1: Comparativa de prestaciones técnicas y económicas entre BDESC-A1 y Piaggio Hexagon 125. Los cálculos de estos costes vienen detallados en el apartado 2 Las prestaciones de la motocicleta Piaggio Hexagon 125 son superiores en todos sus ámbitos. La fuerza de tracción de la motocicleta eléctrica es de apenas el 17% de la motocicleta que vienen utilizando los agentes. La velocidad máxima alcanzada supone el 56%, y la autonomía en kilómetros un 34%. Si bien es cierto que la motocicleta eléctrica, a pesar de cargar con un motor eléctrico (más pesado que uno de combustión), es más ligera. Página 67

Sin embargo dado que el objetivo es que la nueva motocicleta sea capaz de cumplir las especificaciones técnicas del cuerpo en cuestión, la elección es consistente. Ésta motocicleta pretende ser el vehículo de el 40% de los agentes definidos en este proyecto como Cuerpo Municipal de Policía de Madrid L, que trabajan en patrullas de a pie y usan su motocicleta para trasladarse de un punto de la ciudad a otro, y del 100% de los agentes del Cuerpo de Agentes de Seguridad Vial, que todos trabajan de esta forma. Así bien, las especificaciones a cumplir para el vehículo que deben usar estos agentes viene recogido en la siguiente tabla: BDESC Especificaciones A1 Técnicas Cuerpos L Fmax traccion Kg 100 80 Vmax Km/h 45 40 Autonomia Km 65 20 Tcarga h 8 Página 68

Tabla 4.2: Requisitos en prestaciones para los cuerpos tipo L. Cálculos en el apartado 2 Podemos ver que la motocicleta eléctrica, a pesar de ser mucho menos potente que la que pretende sustituir, cumple perfectamente con los requisitos para estos grupos. El tiempo de carga requerido no viene especificado puesto que es función del número de motos BDESC-A1 a implantar. En cuanto a la comparación en costes, la elección resulta mucho más sólida. Tienen un coste inicial parecido, con la salvedad de que el proveedor de la motocicleta eléctrica nos permite pagar el 30% al contado y el 70% restante con la entrega (esto ya es una ventaja en su implantación). Las garantías del proveedor son menores para las motos eléctricas, por lo que la catástrofe por siniestros se ve incrementada. La estimación por mantenimiento 1 pretende reflejar los costes anuales que representan el seguro y el impuesto de circulación, además de la amortización (muy parecida en ambas). Una motocicleta eléctrica presenta la ventaja de que el impuesto por circulación se ve primado por el estado al no contaminar, lo que nos permite ahorrar en la vida útil de la motocicleta casi 3000. Por otro lado, la estimación por mantenimiento 2 refleja lo que es el mantenimiento técnico del vehículo. Una motocicleta eléctrica requiere menos mantenimiento que su homóloga de combustión y además el precio del combustible hace la autonomía de una motocicleta de combustión mucho más elevada. Para estos Página 69

cálculos (reflejados en el apartado 2) se ha tomado el precio de kw/h estándar de mercado, sin tener en cuenta el beneficio económico que supondrá la instalación de la granja solar. La diferencia en esta estimación supone casi 2000 a favor de nuestra elección, y los costes finales serán de 4984 para la motocileta BDESC-A1 y de 9915 para la Piaggio Hexagon 125. Página 70

1.5 Benchmark: Electric Maxi Scooter VECTRIX Vs Piaggio Hexagon 150 1.5.1 ELECTRIC MAXI-SCOOTER VEXTRIX Figura 5.1: Electric Maxi Scooter Vectrix Página 71

Precio mercado: 8500 Velocidad máxima: 100 km/h Aceleración: 0-80 km/h - 6.8 segundos; 0-50 km/h - 3,6 segundos Autonomía: 110 km a 40 km/h. Simulación en ciudad - 5 horas Sistema de frenada: Mando multifunción Brevettata (DAaRT ). Aplica una frenada con regeneración energética y retromarcha a baja velocidad Neumáticos: Pirelli: GTS23 120/70-14 (trasero) y GTS24 140/60 13 (delantero) Horquilla (amortiguador): Marzocchi Telescópica Suspensión: Sachs Twin Shocks Bateria: Tipo Niquel - Hidruro metálico (NiMH) Página 72

Capacidad: 30 Ah, 3.7 kw-h Tensión de carga: 125V Potencia de la batería: 1.5kW de potencia a bordo Requisitos del sistema de carga: 110V-220V (50/60Hz) Tiempo de Carga: 2 horas (80%) Ciclo de carga-descarga: 1,700 (80%) Ciclo de vida de la batería: 10 años o 80,000 km Motor & Transmisión: Tipo de Motor: Eléctrico en corriente continua Potencia Máxima: 20 kw a 3000 rpm Corriente Máxima: 275 A Página 73

Par Máximo: 65 Nm Transmisión: Integrada en la rueda trasera, con rótor epicicloidal Electrónica: Sistema de Control: Electronico digital Instrumentación: Un display analógico central y dual LCD mostrando tacómetro, estado de la batería, cuenta quilómetros, autonomía, estado de carga, consumo. Comunicación: Controlador Area Network (CAN) Página 74

1.5.2 PIAGGIO HEXAGON 150 Figura 5.2: Piaggio Hexagon 150 Página 75

Precio mercado: 1500 Piaggio presenta dos versiones de un mismo modelo. La versión 125 cc. y la versión 150 cc. Ambos son scooters de lujo, pensados para proporcionar las máximas com0odidades a sus usuarios y acompañantes, con una gran capacidad de carga, un buen equipamiento y propulsores de suficiente potencia para poder realizar trayectos interurbanos sin dificultades Motor: Propulsor monocilíndrico de dos tiempos, alimentado por un carburador de 20 mm. con starter automático, refrigeración líquida, 150 cc., engrase separado con depósito de aceite de 1.3 litros de capacidad y arranque eléctrico. Todo ello proporciona una potencia de 15 CV a 7250 r.p.m., un par máximo de 1.4 kgm a 5500 r.p.m. y una velocidad de 110 km/h. Chasis: Monocuna en U en tubo de acero de alta resistencia y refuerzos en chapa con el grupo motopropulsor anclado oscilante haciendo de basculante. Monta horquilla monobrazo con amortiguador hidráulico delante y un amortiguador hidráulico con precarga de muelle regulable en tres posiciones detrás y como sistema de frenos monta, freno de disco con pinza de doble pistón delante y tambor simple leva detrás. Página 76

Equipamiento: Maletero posterior iluminado con cabida para dos cascos, parabrisas, pequeños respaldos tanto para el conductor como para el acompañante, agarramanos a los laterales del asiento del acompañante, tapón de llenado de combustible en la barra central para poder repostar sin necesidad de bajarse del vehículo, caballetes central y lateral, protector de escape, llantas de aleación ligera con neumáticos tubeless, dos retrovisores y completo cuadro de mandos entre otros. Colores: En Blanco, en Negro, en Violeta metalizado o en Gris metalizado. Garantía: Dos años de piezas y mano de obra. Página 77

Potencia 15 c.v. Rec Susp. Del. MB 90 mm Régimen potencia 7,250 r.p.m Rec Susp. Tras. A 110 mm Cilindrada 150 c.c. Rueda Del. 110/80-10 Nº cilindros 1 Rueda Tras. 130/70-10 Ciclo/h 2T Freno Del. D/175 mm Refrigeración Líquida Freno Tras. T/110 mm Arranque Eléctrico/Palanca Altura Asiento 770 mm Cambio Automático Peso 125 Kgs Transmisión Directa Depósito 10 litros Página 78

Distancia ejes 1,400 mm Página 79

1.5.3 COMPARATIVA Y CONCLUSION Maxi Scooter Vectrix Piaggio Hexagon 150 Fmax traccion Kg*m 6,4 1,4 Vmax Km/h 100 110 Autonomia Km 110 180 Tcarga h 2,5 Potencia w 1500 Potencia bat 30 Ah, 3,7 kw-h Página 80

Tens Carga V 110-220 Potencia cv 4,78 15 Reg Potencia rpm 3000 7250 Deposito l 10 Peso Kg 125 Garantia motor meses 24 24 Garantia bateria meses 24 Precio mercado 8500 1500 Estimado mantenimiento 1 300 800 Página 81

anual Vida util moto años 6 6 Valor estimado final 2125 375 Por amortizar 6375 1125 Amortizacion anual 1062,5 187,5 Seguro 300 600 Impuesto circulacion 0 200 Estimado mantenimiento 1 1800 4800 Estimado mantenimiento 2 por 100km 9,7 16,25 Página 82

Aceite 0 1 Bujias 0 0,5 Filtro de Aire 0 0,5 Filtro de aceite 0 0,5 Suspensiones 2 2 Correa Alternador 0,2 0,17 Ruedas 2 2 Bateria 2 0,33 Gasolina 0 8 Página 83

Frenos 1,5 1,25 Electricidad 2 0 km/año de este cuerpo 20000 20000 Estimado mantenimiento 2 anual 485 812,5 Estimado mantenimiento 2 2910 4875 Mantenimiento total estimado 4710 9675 Precio total invertido en 6 13210 11175 Tabla 5.1: Comparativa de prestaciones técnicas y económicas entre Maxi- Scooter Vectrix y Piaggio Hexagon 150. Los cálculos de estos costes vienen detallados en el apartado 2 Página 84

La Maxi-Scooter de Vextrix es una motocicleta eléctrica de altas prestaciones, más bien comparable con las motocicletas de motor de combustión de 250cc que con la Piaggio de 150 que pretendemos suplantar. Es así un vehículo superior, que presenta una velocidad máxima de 100 Km/h comparados con los 110 Km/h de la Piaggio Hexagon. Su fuerza de tracción es superior, presentando unos 6.4 Kg m cuando la alternativa tiene apenas 1.4 Kg m. Es así una motocicleta tan rápida como la Hexagon, con mayor aceleración y fuerza de tracción. Sus principales desventajas en cuanto a prestaciones se ven en el tiempo de repostaje y su autonomía: 110 Km comparados con los 180 Km que nos ofrece una Piaggio Hexagon 150 con depósito lleno. Ésta motocicleta pretende ser usada para el definido en este proyecto Cuerpo Municipal de Policía de Madrid tipo H, que trabajan casi toda su jornada en el vehículo, y requieren las más altas prestaciones. Siendo las características técnicas de Vectrix superiores a las de Piaggio 150 estos requisitos quedan cumplidos. En cuanto a la comparación en costes, la Maxi-Scooter de Vectrix supone un coste adicional comparado con la implantación de una Piaggio Hexagon 150 en su comienzo. Si bien a lo largo de la vida útil del vehículo éste coste se va amortizando debido a los menores costes por mantenimiento, para la vida útil de 6 años que hemos supuesto para los cuerpos de policía, no se llega a sufragar el coste. El coste inicial de la Maxi-Scooter de Vectrix es de 8500, muy superior al de la Piaggio Hexagon de 1500. Las garantías del proveedor son de dos años para motocicleta en ambos casos, Página 85

incluida la batería y el motor eléctrico de la Vectrix. La estimación por mantenimiento 1 pretende reflejar los costes anuales que representan el seguro y el impuesto de circulación, además de la amortización. Una motocicleta eléctrica presenta la ventaja de que el impuesto por circulación se ve primado por el estado al no contaminar, lo que nos permite ahorrar en la vida útil de la motocicleta 3000. Por otro lado, la estimación por mantenimiento 2 refleja lo que es el mantenimiento técnico del vehículo. Una motocicleta eléctrica requiere menos mantenimiento que su homóloga de combustión y además el precio del combustible hace la autonomía de una motocicleta de combustión mucho más elevada. Para estos cálculos (reflejados en el apartado 2) se ha tomado el precio de kw/h estándar de mercado, sin tener en cuenta el beneficio económico que supondrá la instalación de la granja solar. La diferencia en esta estimación supone casi 2000 a favor de nuestra elección, y los costes finales serán de 13210 para la Maxi-Scooter de Vectrix y de 11175 para la Piaggio Hexagon 150. Página 86

1.6 VECTRIX 1.6.1 LA MAXI-SCOOTER DE VECTRIX El MAXI-Scooter Vectrix es diferente bajo todos los puntos de vista con relación a un scooter o moto a gasolina. El proyecto innovador de Vectrix permite alcanzar altas prestaciones y una elevada autonomía, por medio de una reducción del peso, una central digital de control del motor, unas baterías de Ni-Mh de última generación y un chasis de aluminio. Página 87

Figura 6.1: Maxi Scooter de Vectrix con las más altas prestaciones tecnológicas. Freno regenerativo, cubiertas y chapas de aluminio en carrocería, motor eléctrico con caja de velocidades integrada, y cargador de batería en salpicadero, entre otros. El MAXI-Scooter eléctrico Vectrix es el primer vehiculo eléctrico de dos ruedas con altas prestaciones que ofrece todos las ventajas de los tradicionales scooters a gasolina pero sin el ruido, la contaminación, el elevado mantenimiento, los frecuentes cambios de aceites y las repetidas paradas en las gasolineras para repostar de gasolina. El MAXI-Scooter eléctrico Vectrix es divertido de conducir y fácil de manejar. Su velocidad máxima de 100 Km/h y la veloz aceleración hacen simple y seguro el Página 88

desplazamiento en el tráfico. El cargador de baterías a bordo se conecta a cualquier enchufe eléctrico para una carga rápida de las baterías, que dan una autonomía de hasta 110 km con una sola carga. Un bajo centro de gravedad y un chasis rígido garantizan una excelente maniobrabilidad y la empuñadura multi-función permite al usuario acelerar y frenar simplemente girando la empuñadura. El MAXI-Scooter eléctrico Vectrix garantiza la libertad de movimiento, libertad para evitar los molestos atascos, libertad de no tener que pagar una cara manutención, libertad de no tener que preocuparse con los aumentos de la gasolina, libertad para evitar la contaminación y libertad de no tener sentido de culpa con nuestro planeta. Prestaciones excelentes: Velocidad Velocidad máxima de (100 km/h). Rápida Aceleración - de 0-80 km/h en 6.8 segundos. Amplia Autonomía hasta 110 Km con una única recarga. Optima Maniobrabilidad El bajo centro de gravedad, el chasis en aluminio, y también la balanceada distribución del peso proporcionan una excelente maniobrabilidad. Página 89

Fácil de usar: Acelerador y freno en la empuñadura Basta girar el acelerador para obtener una aceleración instantánea. Si tenemos que frenar o parar, basta girar el acelerador en sentido contrario y se activa un sistema de frenado con recuperación de energía (DAaRT ) que hace frenar el scooter de manera gradual y segura, y, al mismo tiempo, recarga las baterías, extendiendo la autonomía hasta un 12% Fácil de aparcar La empuñadura multi-función activa también, estando la scooter parada, la marcha atrás de baja velocidad que permite entrar o salir fácilmente incluso de plazas de parking muy estrechas Rápido en recargar El cargador a bordo recarga las baterías en apenas dos horas (80%). El enchufe para la recarga se puede utilizar en cualquier punto eléctrico. Practico El espacio bajo el asiento puede contener un casco integral y la guantera dispone de espacio suficiente adicional. Teléfonos móviles y otros dispositivos eléctricos se pueden recargar en el enchufe de 12 volts integrado en la scooter. Reducidos costes de gestión: Página 90

Económico de mantener El coste de la electricidad es cerca de un diez por ciento el coste de la gasolina. Manutención Muy Reducida La gran mayoría de los componentes del maxi-scooter están sellados y no requieren mantenimiento. No existen aceites o filtros que cambiar. Ahorro adicional Los incentivos estatales y provinciales, la exención del impuesto de circulación y otros incentivos y exenciones reducen los costes de gestión en muchos países Larga duración de las baterías Las baterías de Níquel Metal Hidruro (NiMH) tienen un ciclo de vida estimado de 10 años en base a un uso anual de 8.000 Km.. Respeto al medio-ambiente Cero Emisiones El maxi-scooter Vectrix no produce gas de descarga como los scooters tradicionales que contaminan hasta 10 veces más que los coches! Silencioso El maxi-scooter Vectrix prácticamente no genera ruido. Página 91

Acceso ilimitado El maxi-scooter Vectrix se beneficia de parking y recarga gratuita en muchas ciudades y puede acceder a las zonas del centro de ciudad normalmente prohibidas a otros vehículos. El MAXI-Scooter Vectrix fue proyectado para superar los scooters equivalentes a gasolina (250 cc 400 cc) en todos sus aspectos: 25% menos en los costes de matriculación y de gestión en 4 años Costes más reducidos de uso la electricidad cuesta apenas el 10% del coste de la gasolina Cero emisiones Reducido ruido Mayor aceleración el MAXI-Scooter Vectrix utiliza el 30% menos de tiempo para llegar a 50km/h con relación a un scooter a gasolina de 250cc automático Fácil de conducir - Acelerador y freno en la misma empuñadura, cambio Mejor maniobrabilidad debido al bajo centro de gravedad Página 92

Menos mantenimiento Muy conveniente - se recarga en casa o al despacho (sin tener que ir a una gasolinera en la ciudad) Evita las colas de las gasolineras Costes más reducidos del seguro Interesantes incentivos y subvenciones en muchos países (hasta 1,400) países Menos gastos de obtención de carnet y tasas de propiedad en muchos Parking y recarga gratuitos en muchas ciudades Acceso a las zonas de trafico limitado Página 93

El MAXI-Scooter Vectrix supera los scooters a gasolina en todos sus aspectos: Característica Vectrix Scooter a gasolina Aceleración Excelente Buena Costes de gestión Escasos Altos Mantenimiento Mínima Altos Emisiones Cero Alta Ruido Escasos Alta Incentivos Existente Ausentes Página 94

Tecnología Innovadora Antigua crecimiento Potencial de Alto Mediano Comparación de los costes para los usuarios: El MAXI-Scooter Vectrix permite ahorrar hasta el 25% en 4 años con relación a un scooter equivalente de 400cc a gasolina. Con relación a un scooter a gasolina, el MAXI-Scooter eléctrico Vectrix ofrece: 90% de ahorro en el coste del carburante 70% de ahorro en los costes de mantenimiento Hasta el 50% de ahorro en el coste del seguro Página 95

Ahorro adicional en el coste del carnet y tasas de propiedad Comparación de los costes para las flotas: El MAXI-Scooter eléctrico Vectrix se adapta fácilmente para ser usado por las flotas de empresas particulares (servicios, empresas de mensajería y empresas de vigilancia) y por las flotas públicas (policía, correos, autoridades locales y parques nacionales). En función de los kilómetros recorridos y de los incentivos disponibles, el MAXI-Scooter Vectrix puede costar hasta el 48% menos en 4 años con relación a un scooter equivalente a gasolina.. El MAXI-Scooter eléctrico Vectrix es más grande, más rápido y tiene más autonomía que otros scooters eléctricos. El MAXI-Scooter eléctrico ofrece: Mejores Prestaciones Aceleración y velocidad máxima superior en, al menos, el doble. modelo. Más Autonomía Autonomía superior en 2 ó 3 veces dependiendo del Página 96

Mejor Maniobrabilidad Centro de gravedad más bajo, más grande y paso más largo. recarga. Menor Tiempo de Recarga Menos de 2 horas para el 80% de la Ciclo de vida de las Baterías más largo Hasta 10 años en base a 1500 ciclos de recarga. estabilidad. Dimensiones Superiores Admite dos pasajeros y ofrece una mayor Más Capacidad Contiene hasta dos cascos Mejor Confort Posición de conducción más elevada y asiento más grande. Página 97

1.6.2 TECNOLOGÍA INTEGRADA El chasis de aluminio, ideado por la Lockheed Martin Advanced Structures y por Alcoa Automotive Research Group, fué proyectado para proporcionar solidez estructural al scooter y protección al paquete baterías. El paquete de baterías colocado en el centro del scooter proporciona un centro de gravedad muy bajo lo que aumenta la estabilidad del scooter. El chasis superó rigurosos test de control para garantizar la rigidez y la resistencia al desgaste durante un ciclo completo de vida del scooter. Figura 6.2: cubierta de aluminio para la batería Página 98

Característica Beneficio Poco peso - 9.5kg Aumenta la autonomía y la maniobrabilidad Rigidez Esmerado alineamiento de las ruedas y una maniobrabilidad superior Estructura protectora Proteje las baterías y da una protección ambiental en caso de colisión Aluminio Poco peso, sin mantenimiento y resistencia a la corrosión Bajos costes de fabricación Bajos costes de montaje Página 99

El scooter tiene un motor eléctrico del tipo Brushless con magnetos permanentes que fue proyectado y construido específicamente por Compumotor para Vectrix, una división de Parker Hannifin. Para el mercado europeo el motor es realizado por la división SBC de Parker Hannifin de Milán. Figura 6.3: Rótor del motor eléctrico El motor es ligero, eficiente y proyectado para garantizar las prestaciones optimas. Su función es la de transformar la energía de las baterías en energía mecánica para hacer girar la rueda posterior del scooter por medio de una caja de engranajes con rotación epicicloidal. Página 100

Figura 6.4: Vista en despiece del bloque motor Caracterìsticas Tipo 12 polos Trifasico, de magnetos permanentes, brushless, de Potencia Máxima 20 kw @ 3000 rpm Página 101

Par Máximo 65 Nm Par Nominal 22 Nm Max RPM 6000 rpm La caja de cambios planetaria de única etapa representa una de las más importantes tecnologías de mando de Vectrix. La caja de cambios, prototipada por Getrag Gears, N.A. (proveedores exclusivos de las cajas de cambio manuales de Audi, Porsche y Mercedes Benz), está integrada en el eje de la rueda motriz de la Scooter, y transmite una reducción eficiente desde el eje motor a la superficie de la carretera. La caja de cambios integrada en el bloque motor proporcionan una tracción más fuerte a cualquier velocidad, sin cambios requeridos. La unidad está refrigerada y constantemente lubricada en aceite, además no requiere mantenimiento durante la vida util de la motocicleta. Vectrix ha desarrollado los modelos de 13 y 16 marchas para toda una gama de modelos y tamaños de scooter. Página 102

Figura 6.5: caja de cambios integrada en el bloque motor Característica Beneficio Reductor de marchas planetario Eficiencia de una sola etapa Chapas de fundición de Reduce el peso Página 103

aluminio Lubricación en aceite Bajo coste, larga vida util Neumático y disco Facil sustitución de llantas desmontables del freno secundario Modelos de 13 y 16 Se acomoda a una gran gama de productos y características 9 partes móviles Bajo coste, larga vida útil Vectrix trabajó en estrecha colaboración con Gold Peak Batteries para desarrollar un paquete de baterías de Níquel Metal Hidruros (NiMH), 30 Ah, 125 Volts, creado específicamente para Vectrix. El paquete de baterías tiene una capacidad de 3.7 kwh y está proyectado para durar hasta 1.700 ciclos completos de recarga. En base a un recorrido promedio de 160 a 240 kilómetros a la semana y de 2-3 ciclos de recarga completa semanales, el paquete de baterías está previsto que pueda durar de 10-15 años. Página 104

Los ciclos de recarga parciales no crean el efecto memoria característico de otros tipos de baterías. Figura 6.6: batería de Niquel-Metalhidruros utilizada por Vectrix El cargador a bordo de 1,5 kw se conecta a cualquier enchufe de corriente monofásico (220 volt/10 amperios) y recarga las baterías en aproximadamente 2 horas. Página 105

Características Tipo Níquel Metal Hidruros (NiMH) Tensión Nominal 125V Capacidad 30 Ah, 3.7 kw-h Requisitos del sistema de 110V-220V, 50/60Hz recarga Cargador de Baterías 1.5 kw cargador a bordo Tiempo de recarga (80%) 2 horas Página 106

Ciclos carga-descarga (80%) 1,700 El sistema de control electrónico es el cerebro del scooter y tiene un interfaz entre el paquete baterías y el motor. Figura 6.7: Bloque del ECU Página 107

Fue proyectado y desarrollado por Vectrix y es producido por Compumotor Division de Parker Hannifin. La central de control del motor eléctrico reduce pesos y volúmenes ya que integra cada función de control y diagnóstico del scooter. Fue proyectada de modo que en una sola placa de circuito incluya las conexiones de potencia, los componentes para el control y la distribución de la energía. Figura 6.8: Bloque completo. Contiene la batería, el ECU y la cubierta de aluminio El sistema tiene prevista la posibilidad de implementar otras funciones y el descargar los datos al PC. Página 108

Características Beneficios señales PWM DSP con generador de detallado Control del motor más Puerto Serie RS-232 Permite resolver problemas y diagnósticos Foldback Protección térmica de los componentes ángulo de fase Control del avance del Optimiza las prestaciones del sistema Software La flexibilidad del proyecto permite diversidad de productos con un coste adicional muy reducido así como sistemas de seguridad (PIN Code) Página 109

DAaRT es el acrónimo de Decelerating, Accelerating and Regenerative Throttle, un sistema patentado que permite tener un acelerador y freno en la misma mano utilizando una empuñadura bi-direccional. Girando el acelerador en sentido contrario se activa el sistema de frenada con recuperación de energía, invirtiendo la polaridad del motor eléctrico, con tres consecuencias: 1. La energía que normalmente se genera en la frenada se recupera y se envía hacia las baterías, con un aumento de la autonomía entre el 8% y el 12%. 2. El sistema de frenado con recuperación de energía reduce la velocidad de manera uniforme y segura sin que se tengan que utilizar los frenos. de frenos. 3. Este sistema reduce el gasto de mantenimiento en lubricante y pastillas DAaRT es también muy útil para salir de plazas de parking muy estrechas: la empuñadura bi-direccional también sirve para activar, estando parados, la marcha atrás. Página 110

Figura 6.9: el fácil comando del DAaRT El sofisticado panel de control visualiza el taquímetro, cuenta kilómetros, reloj, autonomía residual estimada, estado del sistema, estado de las baterías y el nivel de recarga sobre un avanzado pero sencillo display analógico central y dos display s laterales de cristales líquidos (LCD) Página 111

Figura 6.10: Salpicadero de la Maxi-Scooter Página 112

1.6.3 PERFIL EMPRESARIAL Vectrix Corporation es una sociedad americana creada en 1996 para desarrollar y comercializar Vehículos de Emisiones Cero de gases contaminantes ( ZEV ) con una tecnología específica para las dos ruedas. Con el único objetivo de hacer un medio de transporte urbano limpio, fiable y conveniente, Vectrix representa la revolución en el transporte urbano. El primero de una serie de productos proyectados y desarrollados por Vectrix es un revolucionario MAXI-Scooter eléctrico de emisiones cero que ofrece prestaciones similares a las de una maxi-scoter de 400 cc. El MAXI-Scooter Vectrix ofrece a quien se desplaza por ciudad y a los usuarios de flotas una solución limpia, silenciosa y durable como alternativa a los tradicionales scooters a gasolina. Con cuatro directores de fama mundial (incluyendo a Carlo Di Biagio, ex administrador delegado de Ducati Motor Holding, S.p.A), seis partners estratégicos lideres en sus mercados (incluyendo a Parker Hannifin, una de las primeras 500 sociedades que cotizan en la bolsa americana), seis patentes y más de 65 millones de dólares invertidos, Vectrix se coloca como líder del mercado de las dos ruedas con emisiones cero. Página 113

El mundo actual pide un medio de transporte limpio y eficiente. Principales razones: La congestión del tráfico está aumentando a rtimos exponenciales en las principales ciudades del mundo. En muchas ciudades la velocidad promedio de los desplazamientos no pasa de 16 Km/h y es inferior a 5 Km/h en el centro de la ciudad. Horas perdidas, gasolina desperdiciada, vehículos bloqueados y una creciente frustración. El aumento de la contaminación incide principalmente sobre el medio-ambiente y sobre la salud pública. El sector transporte es la principal fuente de contaminación atmosférica en el mundo. Las emisiones debidas a los medios de transporte causan contaminación, aire sucio, riesgos para la salud y una creciente preocupación por el medio-ambiente. Página 114

Figura 6.11: tubo de escape de un vehículo urbano emitiendo gases novivos. Los parking en el centro de las ciudades son pocos y caros. El coste de un parking aumenta continuamente, los espacios son limitados y aparcar en la calle hace aumentar aún más el tráfico. Página 115

Figura 6.12: mayor facilidad para aparcar motocicletas que vehículos más grandes y pesados El precio de la gasolina subió hasta máximos históricos. La escalada de los costes de la gasolina está generando una demanda sin precedentes para vehículos híbridos y con combustibles alternativos. El transporte público es poco flexible e incómodo Horarios poco flexibles, aumento de los costes, colas e infraestructuras inadecuadas suponen un servicio que no satisface las necesidades. Página 116

Impuestos sobre la contaminación, zonas de tráfico limitado y exenciones crean un ambiente comercial favorable al uso de vehículos eléctricos. Los incentivos estatales y municipales para vehículos eléctricos superan en muchas ciudades europeas los 1.000. El MAXI-SCOOTER Vectrtix representa una solución inteligente para quien se desplaza por la ciudad, para los usuarios de flotas, para empresas de mensajería y para organismos públicos. Es divertido de conducir, fácil de gestionar, económico de mantener, silencioso y respetuoso con el medio-ambiente. Es el vehículo que resuelve los actuales problemas ambientales y de transporte. Con una velocidad máxima de 100 Km/h, 110 Km de autonomía, de 0 a 8 Km/h en 6,8 segundos y una maniobrabilidad excelente, el MAXI-Scooter Vectrix redefine las prestaciones de los vehículos eléctricos. Aún si lo comparamos con un scooter a gasolina, el MAXI-Scooter Vectrix es completamente diferente bajo todos los aspectos. LA ingeniería innovadora del MAXI- Scooter Vectrix se centra en obtener mayor autonomía, altas prestaciones, reducido mantenimiento, costes reducidos de producción y emisiones cero. El motor eléctrico brushless DC está montado en la horquilla y produce 65Nm de par máximo y 20kW de potencia a 3.000 rpm. La central de control proyectada por la Gold Peak de 125 volts, 20 Ah, 3,7 kw-h de Níquel Metal Hidruros (NiMH) mejora las Página 117

prestaciones. El paquete de baterías NiMH tiene un ciclo de vida estimado en más de 10 años, en base a un uso de 6.400 kilómetros/año. Una batería completamente descargada se carga hasta el 80% en menos de 2 horas. Tiene tres sedes, en Europa, Estados Unidos y Sureste Asiático. La casa madre americana tiene su sede en Newport, R.I.; el I+D en New Bedford, MA. Las oficinas de la Vectrix Europe se encuentran en Roma, Italia. Inicialmente, el MAXI-Scooter Vectrix estará disponible en las principales ciudades de Europa y Estados Unidos, entre ellas Madrid, Barcelona, Lisboa, Andorra, Roma, Londres, Milán, Florencia, Paris, Berlín, Frankfurt, New York, Los Angeles, San Francisco y Miami. Figura 6.13: Concesionario de Vectrix Página 118

El MAXI-Scooter podrá ser comercializado por una red de ventas exclusiva, por distribuidores de vehículos eléctricos o distribuidores de scooters y motos, así como mediante venta directa a los operadores de flotas y administraciones públicas. Vectrix está creando una red mundial de distribución comercial. Página 119

1.7 Diseño de la Instalación Fotovoltaica El objeto es el dimensionado de una instalación fotovoltaica de generación dispersa ( 10 100 kwp ) en la cubierta del edificio destinado a almacén y garaje de las motocicletas de los cuerpos Municipal de Policia y de Agentes de Seguridad Vial en Madrid. La finalidad de esta instalación producir la energía necesaria para la carga de baterías mediante una tecnología limpia y la incorporación a la red de la energía eléctrica sobrante, mediante la conexión en paralelo del generador fotovoltaico a la red de la compañía eléctrica distribuidora. El edificio donde se efectuará dicha instalación será una planta industrial de 2500 metros cuadrados situada en el extrarradio de la ciudad de Madrid. Éste edificio, como decíamos, efectuará las labores de garaje, almacén de piezas y accesorios, y local destinado a la carga de baterías. Página 120

1.7.1 BASES 1.7.1.1 Situación El generador fotovoltaico se situará en la cubierta del almacén mencionado anteriormente. La localización del edificio será crítica para evaluar la energía generada. Al estar situado en la provincia de Madrid la latitud considerada será Ø = 41,4 º. Tomaremos como hipótesis una desviación respecto al eje norte-sur de 30º. 1.7.1.2 Características técnicas de los Paneles Los paneles solares constituyen el subsistema de captación. Mediante células fotovoltaicas, la radiación solar se transforma directamente en electricidad, aprovechando las propiedades de los materiales semiconductores. Al conjunto formado por células conectadas en serie y en paralelo, convenientemente ensamblado y protegido contra los agentes externos, se le denomina panel o módulo fotovoltaico. Los módulos fotovoltaicos tienen el aspecto de un vidrio de entre 0,5 y 1 m2 de superficie, del mismo color que las células; de hecho, a menudo los módulos se protegen con una lámina de vidrio. Página 121

En el mercado se encuentra una gran cantidad y variedad de tipos de módulos fotovoltaicos: grandes o pequeños; rígidos o flexibles; en forma de placa, de teja o de ventana; con soporte incorporado o no; con soporte orientable mecánicamente o no; de distintas tonalidades (negro, azul, amarillento, etc.). Los precios de los mismos también son muy diversos. Para su caracterización, los módulos se miden en unas condiciones determinadas: 1 kw/m2 de iluminación solar y 25 ºC de temperatura de las células fotovoltaicas. La máxima potencia generada en estas condiciones por cada módulo fotovoltaico se mide en Wp (vatios pico). Así mismo, la energía producida se mide en kwh siendo 1kWh la energía que produciría 1kWp en condiciones de máxima potencia durante 1 hora. Varios módulos fotovoltaicos, junto con los cables eléctricos que los unen y con los elementos de soporte y fijación propios de esta instalación, constituyen el generador fotovoltaico. La electricidad producida por el generador fotovoltaico es en corriente continua, y sus características instantáneas (intensidad y tensión) varían con la irradiancia (intensidad energética) de la radiación solar que ilumina las células, y con la temperatura ambiente. Mediante equipos electrónicos (inversores), la electricidad generada con fuente solar o energía solar se puede transformar en corriente alterna, con las mismas características que la electricidad de la red convencional. Página 122

Los paneles escogidos, fueron del modelo BP 3160s. El BP 3160s es un módulo avanzado de 160W de 72 células policristalinas en serie con una capa antirreflectante de Nitruro de Silicio. La capa posterior blanca ofrece un excelente aspecto visual y permite una estrecha tolerancia de potencia. Está especialmente diseñado para sistemas conectados a la red, como tejados comerciales, sistemas residenciales y grandes plantas fotovoltaicas. Ofrece más eficiencia y fiabilidad que los productos policristalinos estándares y posee una buena relación precio/rendimiento y una alta operabilidad. El BP 3160s presenta el marco más resistente del mercado y conectores polarizados. Características: Potencia nominal 160W Tolerancia +/-3% Eficiencia (Módulo) 13,1% Voltaje nominal 24V Garantía de potencia de salida 90% potencia de salida durante 12 años. 80% potencia de salida durante 25 años. Página 123

Configuración: 72 células solares de silicio policristalino en serie, con eficacia aumentada mediante u revestimiento mejorado de la célula. Conectores polarizados impermeabilizados de CC. Las células están laminadas entre capas de etileno acetato de vinilo (EVA) y vidrio templado de 3 mm, con contenido mínimo de óxido de hierro y elevada transmisividad. Características eléctricas: - Iluminación de 1 kw/m 2. - Temperatura de la célula de 25ºC. Potencia máxima (Pmax.): 160W Tensión de Pmax (Vmp.): 35,1V Corriente en Pmax (Imp.): 4,55ª Página 124

Corriente de cortocircuito (Isc.): 4,8ª Tensión de circuito abierto (Voc.): 44,2V Coeficiente de temperatura de Isc: (0,065±0,015)%/K Coeficiente de temperatura de Voc: (160±20)mV/K Coeficiente de temperatura de la Pmax: (0,5±0,05)%/K NOCT (Temperatura ambiente 20ºC; Irradiación solar 800W/m2; Velocidad del viento 1m/s.): 47±2ºC Tensión máxima del sistema: 600V Página 125

Diagrama del módulo: Figura 7.1: Diagrama del BP3160s Características mecánicas: Dimensiones (mm) 1587 x 790 x 50. (Tolerancias globales +/-3mm). Peso (kg) 15,0 Página 126

Marco Aleación clara de aluminio anodizado tipo 6063T6. Marco Universal plateado. Células solares 72 células (125mm x 125mm) conectadas en serie y configuradas geométricamente en una matriz de 6 x 12. Multicontact. Cables de salida Cable de doble aislamiento de 3,3mm2 con conectores Longitudes de cable asimétricas de 1250mm (-) y 800mm (+). Diodos Incluidos 3 diodos Schottky de bypass 9A, 45V. Construcción Frontal: cristal templado de 3,2mm de alta transmisibilidad. Página 127

Figura 7.2: Curvas I-V del BP3160s Página 128

1.7.1.3 Dimensionado del Generador en base a la superficie disponible La zona del edificio apta para colocar los paneles es la cubierta, de aproximadamente 2000 metros cuadrados y horizontal en toda su superficie. Inclinación y orientación de los módulos: Nuestro generador se diseñará con sujeciones estáticas. Frente a la opción de emplear un sistema de seguimiento, una solución estática puede resultar suficiente para determinadas aplicaciones. Naturalmente, en este caso la energía colectada no es la máxima posible pero puede resultar aceptable si se da al colector una determinada orientación. Deberemos determinar los límites en la orientación e inclinación de los módulos de acuerdo a las perdidas máximas permitidas e el PCT del I.D.A.E. Inclinación: se define como el ángulo que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal. Siendo 0º para módulos horizontales y 90º para verticales. Página 129

Figura 7.3: inclinación del módulo La radiación solar que incide sobre una placa variará con el ángulo que forme la misma con la radiación. La captación de energía solar será máxima cuando la posición de la placa solar sea perpendicular a la radiación. La inclinación de los rayos del sol respecto a la superficie horizontal es variable a lo largo del año (máxima en verano y mínima en invierno) y por tanto, en aquellas instalaciones cuyos paneles estén fijos, existirá un ángulo de inclinación que optimizará la colección de energía sobre una base anual. Es decir, conviene buscar el ángulo de inclinación de los paneles respecto al plano horizontal que hace máxima la potencia media anual recibida. Página 130

Evidentemente, las pérdidas de las superficies horizontales con respecto a las que están inclinadas aumentan progresivamente a medida que nos acercamos al norte (en el hemisferio norte) o al sur (en el hemisferio sur). En los polos, los planos horizontales son inútiles. No obstante, es extremadamente difícil valorar las pérdidas en los climas templados ya que la proporción de luz difusa del sol es más grande debido a la presencia de polvo, vapor de agua y nubes. La orientación no ofrece ninguna ventaja en cuanto a la energía recibida desde la radiación indirecta. Por el contrario, debido a que los paneles inclinados reciben la luz de una parte del hemisferio, estos recogen menos luz difusa que los receptores horizontales. Para la latitud de 41,4º el ángulo de inclinación óptimo es de aproximadamente 30º. Por tanto las proyecciones horizontal y vertical de los módulos tendrán las siguientes dimensiones (cotas en centímetros): Página 131

Figura 7.4: inclinación de nuestros módulos Orientación: Ángulo de azimut, definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar. Valores típicos son 0 para módulos orientados al sur, 90 para módulos orientados al este y +90 para módulos orientados al oeste. Página 132

Figura 7.5: Orientación del módulo La orientación óptima de los colectores es hacia el Sur, debido a que la trayectoria del Sol en movimiento Este a Oeste es simétrica respecto de la posición que ocupa al mediodía y a que es precisamente en este momento cuando la captación de energía solar es máxima. Las desviaciones hacia el Oeste o hacia el Este en un ángulo inferior a 30º hacen disminuir la radiación diaria recibida en un pequeño valor que se cifra en menos del 5%. Por el contrario, para ángulos superiores a este valor, las pérdidas en la irradiación captada son considerables. El principal factor a la hora de fijar la estructura no es el peso de los paneles al ser estos ligeros sino la fuerza del viento que, dependiendo de la zona, puede llegar a ser muy considerable. Página 133

Por tanto en el tejado el azimut de los paneles será α= 30º. Si calculamos las pérdidas que suponen esta desviación con respecto al óptimo: Pérdidas (%) = 100 [1,2 10 4 (β Ø + 10) 2 + 3,5 10 5 α 2 ] para 15 < β < 90 α= 0º Pérdidas (%) = 100 [1,2 10 4 (30 41,4 + 10) 2 + 3,5 10 5 0 2 ] = 0,012 % α= 30º Pérdidas (%) = 100 [1,2 10 4 (30 41,4 + 10) 2 + 3,5 10 5 30 2 ] = 2,64% Distancia mínima entre filas de módulos: 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: d = h / tan (61 latitud). Donde 1/ tan (61 latitud) es un coeficiente adimensional denominado k. Página 134

Algunos valores significativos de k se pueden ver en la siguiente tabla en función de la latitud del lugar. Tabla 7.1: valores de k en función de la latitud Figura 7.6: distancia entre nervios La separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente no será inferior a la obtenida por la expresión anterior, aplicando h a la diferencia de Página 135

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 este caso la altura h en función de la inclinación (anterior): h = 793,5 mm d = h / tan (61 41,4º)= 2180,123 mm Altura de los soportes: En terrazas o suelos la estructura deberá permitir una altura mínima del panel de 30 cm, la cual, en zonas de montaña o donde se produzcan abundantes precipitaciones de nieve, deberá ser superior a fin de evitar que los paneles queden total o parcialmente cubiertos por las sucesivas capas de nieve depositadas en invierno Página 136

Figura 7.7: elevación de los módulos Dimensionado: A partir de las dimensiones de los paneles y los cálculos anteriores concretaremos la disposición de los paneles en la superficie disponible en la cubierta. El ángulo que forman los paneles con respecto a la horizontal sería de 30º pero no se puede asegurar que el montaje se realice con una precisión menor de ± 3º. Página 137

Figura 7.8: inclinación de los paneles Las dimensiones de los paneles inclinados 30º : Página 138

Ajustando las dimensiones de los módulos a la superficie de la nave e instalando muy por debajo de los que caben, podremos colocar 80 filas de 70 módulos. 89.6kWp. En total 560 módulos de 160 Wp, lo que resulta una potencia instalada de Página 139

1.7.2 INSTALACIÓN ELÉCTRICA 1.7.2.1. Campo fotovoltaico El campo fotovoltaico está compuesto por un total de 560 módulos de 160 W en una superficie de 1000 m 2. La potencia instalada total sería de 89,6 kwp. Este dimensionado se hizo a partir de la superficie disponible, en función de las características del inversor elegido se realizará un nuevo dimensionado para garantizar el equilibrio de las tres fases. Para realizar la asociación serie-paralelo de nuestros módulos consultaremos su placa de características: Potencia máxima (Pmax): 160W Tensión de Pmax (Vmp): 35,1V Corriente en Pmax (Imp): 4,55ª Página 140

Corriente de cortocircuito (Isc): 4,8ª Tensión de circuito abierto (Voc): 44,2V Coeficiente de temperatura de Isc: (0,065±0,015)%/K Coeficiente de temperatura de Voc: (160±20)mV/K Coeficiente de temperatura de la Pmax: (0,5±0,05)%/K NOCT: 47±2ºC 1.7.2.2 Inversor Un inversor es un circuito utilizado para convertir corriente continua en corriente alterna. En este caso para convertir la corriente continua generada por los paneles solares fotovoltaicos, en corriente alterna y de esta manera poder ser inyectada en la red eléctrica. Página 141

Figura 7.9: funcionalidad del inversor Un inversor simple consta de un oscilador que controla a un transistor, el cual es utilizado para interrumpir la corriente entrante y generar una onda cuadrada. Esta onda cuadrada alimenta a un transformador que suaviza su forma, haciéndola parecer un poco más una onda senoidal y produciendo el voltaje de salida necesario. Página 142

A los inversores empleados en instalaciones conectadas a la red eléctrica se les exige una baja producción de armónicos, su adaptación a cualquier red eléctrica y una generación con alto factor de potencia. Requisitos técnicos: Características básicas de los inversores: 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, incorporando protecciones frente a: - Cortocircuitos en alterna. - Tensión de red fuera de rango. Página 143

- 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. inversor. - Conexión y desconexión del inversor a la interfaz CA. Podrá ser externo al 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. Página 144

- Los valores de eficiencia al 25 % y 100 % de la potencia de salida nominal deberán ser superiores al 85 % y 88 % respectivamente (valores medidos incluyendo el transformador de salida, si lo hubiere) para inversores de potencia inferior a 5 kw, y del 90 % al 92 % para inversores mayores de 5 kw. - El autoconsumo del inversor en modo nocturno ha de ser inferior al 0,5 % de su potencia nominal. - El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0,95, entre el 25% y el 100 % de la potencia nominal. - A partir de potencias mayores del 10 % de su potencia nominal, el inversor deberá inyectar en red. - Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP 20 para inversores en el interior de edificios y lugares inaccesibles, IP 30 para inversores en el interior de edificios y lugares accesibles, y de IP 65 para inversores instalados a la intemperie. En cualquier caso, se cumplirá la legislación vigente. - Los inversores estarán garantizados para operación en las siguientes condiciones ambientales: entre 0 C y 40 C de temperatura y entre 0 % y 85 % de humedad relativa. Página 145

El RD 1663/2000 establece a su vez los siguientes requisitos técnicos que afectan al inversor: - Si la línea de distribución se queda desconectada de la red la instalación fotovoltaica no deberá mantener la tensión. - No puede intercalarse ningún dispositivo de generación, acumulación o consumo entre el campo fotovoltaico y el equipo de medida. - La suma de las potencias de las instalaciones de régimen especial no pueden superar la mitad de la capacidad de transporte de la línea en el punto de conexión. - Si la potencia nominal es mayor de 5 kwp la conexión de la instalación fotovoltaica a la red será trifásica. - La energía suministrada debe tener un f.d.p. lo más próximo a uno. - Separación galvánica entre la rede de distribución de BT y la instalación FV. - Puesta a tierra independiente de la del neutro de la compañía. Página 146

Los inversores de los sistemas fotovoltaicos deberán satisfacer los siguientes objetivos: - Aprovechamiento óptimo de la energía generada. Para lo cual debe tener un sistema de seguimiento del punto de máxima potencia, un rendimiento adecuado y un autoconsumo bajo. - Suministro de una señal alterna de salida de calidad ( magnitud, frecuencia, f.d.p., distorsión armónica, etc.) - Seguridad eléctrica. Inversor elegido: para el diseño de la instalación se ha optado por inversores de baja potencia ( del rango de los 3000 a 6000 W ) por su mayor facilidad de recambio frente a averías. El inversor elegido es el Tauro Atersa PRM4000/8, solución modular en el que destaca su facilidad de utilización, mantenimiento y bajo nivel sonoro. Página 147

Figura 7.10: Inversor Tauro Atersa PRM 4000/8 Configuración: la configuración de un sistema fotovoltaico conectado a red puede realizarse de distintas maneras que vienen condicionadas por las características técnicas de los módulos y de los inversores. Los módulos fotovoltaicos se pueden asociar en serie o en paralelo. El número de módulos en serie viene dado por la tensión de entrada del inversor. El número de módulos en paralelo viene dado por la potencia del inversor. A la hora de realizar la configuración serie- paralelo de los módulos en función del inversor deberemos tener en cuenta: - Al tratarse de una instalación de potencia nominal mayor de 5 kw el sistema será trifásico (RD 1663). Página 148

- Debemos por tanto asegurar el equilibrado de las cargas.( ITC BT 19 ) Equilibrio de fases: - Mismo número de inversores por fase. - Mismo número de paneles por inversor. - No se podrán conectar a un mismo inversor aquellos paneles que tengan distinta producción como por ejemplo es el caso de los que se han colocado con distinta orientación, el cual no es nuestro caso. La máxima potencia nominal pico de los paneles conectados a cada inversor deberá ser de 4000 Wp.El cableado se hará con series de tres paneles para no superar la tensión máxima del inversor que es de 185 V y estar cerca de la de máxima potencia, 136 V. Modulo: Tensión de Pmax (Vmp): 35,1V Tensión de circuito abierto (Voc): 44,2V Página 149

3 35,1 = 105,3 < 136V. 3 44,2 = 132,6 < 185V. 3 módulos en serie 3 x8 160W. = 3,84 Kwp. < 4kW 8 módulos en paralelo Totales: 24 módulos / inversor ( 3x8 ) 7 inversores / fase: 21 inversores Total de 80.64 Kwp 1.7.2.3 Cableado Los conductores empleados para toda la instalación eléctrica serán de cobre ( PCT IDAE e ITC BT 06 ) y tendrán la sección adecuada para evitar caídas y calentamientos. Página 150

En concreto los conductores de la parte de CC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior al 1,5% y los de la parte de CA para que la caída de tensión sea menor del 2% ( PCT IDAE, ITC BT 19) Aislamiento 0,6/1kV ( ITC BT 06 ) Características del cable: Prysmian AFUMEX 1000V RZ1-K (AS) Temperatura de servicio (instalación fija): -40 ºC,+90 ºC. Tensión nominal de servicio: 0,6/1 kv. Ensayo de tensión en c.a. durante 5 minutos: 3500 V. Descripción del conductor: Metal: Cobre electrolítico recocido. Flexibilidad: Clase 5, según UNE 21022. Página 151

Temperatura máxima en el conductor: 90 ºC en servicio permanente, 250 ºC en cortocircuito. Aislamiento: Material: Mezcla de polietileno reticulado (XLPE), tipo DIX3. Colores: Amarillo/verde, azul, gris, marrón y negro; según UNE 21089-1. Cubierta: Material: Mezcla especial termoplástica, cero halógenos, tipo AFUMEX Z1. Color: Verde, con franja de color identificativa de la sección y que permite escribir sobre la misma para identificar circuitos. Ensayos de fuego: C2. No propagación de la llama: UNE EN 50265-2-1 ; IEC 60332-1 ; NFC 32070- No propagación del incendio: UNE 50266-2-4 ; UNE 20427 ; IEC 60332-3 ; IEEE 383 ; NFC 32070-C1. Página 152

Libre de halógenos: UNE EN 50267-2-1 ; IEC 60754-1 ; BS 6425-1. Reducida emisión de gases tóxicos: NES 713 ; NFC 20454 ; It<=1,5. Baja emisión de humos opacos: UNE EN 50268 ; IEC 61034-1,2. Nula emisión de gases corrosivos: UNE EN 50267-2-3 ; IEC 60754-2 ; NFC 20453 ; BS 6425-2 ; ph>=4,3 ; C<=10 µs/mm. Figura 7.11: Cable elegido Consideraciones técnicas para el cálculo de las líneas: Caída de tensión y pérdida de potencia. Página 153

Calentamiento ( Imáx admisible ) Aislamiento( 0,6 / 1 kv ) Figura 7.12: proceso de cálculo de la sección de la línea Corriente Continua: las líneas de CC de la instalación conectan los módulos con el inversor. De módulos a la caja de conexión: Cálculo por caída de tensión: Página 154

I = Iccmódulos = 4,8 A. V = 3 Vmpmódulo = 105,3V. v = 1% V = 1,053V. S = 2LI = 3,25mm 56v 2 S. Normalizada = 4mm 2 Se ha considerado una longitud media de 20m. Comprobación por capacidad térmica: Comprobamos la Imáx admisible en la MI BT 004: las intensidades máximas admisibles que figuran en los apartados de dicha Instrucción que se muestran a continuación se aplican a los conductores desnudos o a los cables aislados de tensión nominal de aislamiento de 1.000 V, instalados según sistemas de instalación normalmente utilizados en redes aéreas o sistemas de instalación, que por las condiciones existentes de disipación de calor puedan considerarse como equivalentes. Página 155

Tabla 7.2: Imáx admisible para cables aislados y servicio permanente Tabla 7.3: factores de corrección de la intensidad máxima admisible para temperatura ambiente mayor de 40Cº Página 156

Al estar expuestos al sol consideramos la opción más desfavorable f = 0,89. Luego Imáx admisible = 41 x 0,89 = 36,49 > 4,8 A. De caja de conexión al inversor: Cálculo por caída de tensión: I = 8 Iccmódulos = 8 4,8 A. = 38,4 A. V = 3 Vmpmódulo = 105,3V. v = 1% V = 1,053V. S = 2LI = 26mm 56v 2 S. Normalizada = 25mm 2 35mm 2 Como la longitud media considerada de 20 m. está sobredimensionada tomaremos la sección normalizada de 25 mm 2 Comprobación por capacidad térmica: Según la ITC BT 19: Imáx admisible para cable multiconductor ( 2x, XLPE ) de sección 25 mm 2 en bandeja perforada : 125 A. Página 157

Factor de corrección por temperatura ( 50ºC ) : 0,86 Factor de corrección por exposición al sol: 0,9 Imáx = 123 A.> 38,4 A. Corriente Alterna: De inversor a armario de conexión: Cálculo por caída de tensión: Líneas monofásicas de reactancia despreciable. I AC = 14A.( inversor) V = 230V. v = 2% V = 4,6V. Cosϕ = 0,98( inversor) S = 2LI cosϕ = 2,13mm 56v 2 S. Normalizada = 2,5mm 2 Página 158

Comprobación por capacidad térmica: ITC BT 19: Intensidades admisibles para una temperatura ambiente 40ºC, Cables multiconductores 2x (F+N) al aire libre Imáx admisible = 33ª Aislamiento XLPE, Factor de corrección por temperatura ( 50ºC ) : 0,86, Factor de corrección por exposición al sol: 0,9 Imáx = 25,5A.>14 A. De armario de conexión a red BT: Cálculo por caída de tensión: I AC = 14A 7.( inversores) = 98A. V = 230V. v = 2% V = 4,6V. Cosϕ = 0,98( inversor) S = 2LI cosϕ = 14,9mm 56v 2 S. Normalizada = 16mm 2 Página 159

Comprobación por capacidad térmica: ITC BT 19: Intensidades admisibles para una temperatura ambiente 40ºC, Cables multiconductores 2x ( F+N ) al aire libre: Imáx admisible = 105 > 98ª Aislamiento XLPE En instalaciones interiores, para tener en cuenta las corrientes armónicas debidas cargas no lineales y posibles desequilibrios, salvo justificación por cálculo, la sección del conductor neutro será como mínimo igual a la de las fases (ITC BT 19) 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. 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 ( ITC BT 19) Página 160

1.7.2.4 Protecciones Tipos de dispositivos: Dispositivos de protección frente a sobreintensidades y cortocircuitos: ITC BT 22: - Protección contra sobrecargas. El límite de intensidad de corriente admisible en un conductor ha de quedar en todo caso garantizada por el dispositivo de protección utilizado. El dispositivo de protección podrá estar constituido por un interruptor automático de corte omnipolar con curva térmica de corte, o por cortacircuitos fusibles calibrados de características de funcionamiento adecuadas. - Protección contra cortocircuitos. En el origen de todo circuito se establecerá un dispositivo de protección contra cortocircuitos cuya capacidad de corte estará de acuerdo con la intensidad de cortocircuito que pueda presentarse en el punto de su conexión. Se admite, no obstante, que cuando se trate de circuitos derivados de uno principal, cada uno de estos circuitos derivados disponga de protección contra sobrecargas, mientras que un solo dispositivo general pueda asegurar la protección contra cortocircuitos para todos los circuitos derivados. Página 161

Se admiten como dispositivos de protección contra cortocircuitos los fusibles calibrados de características de funcionamiento adecuadas y los interruptores automáticos con sistema de corte omnipolar. La intensidad nominal de los interruptores automáticos y fusibles se elige de forma que cumpla: I B I N I Z Donde: I B : Intensidad nominal de la carga I N : Intensidad nominal del dispositivo de protección. I Z : Intensidad máxima admisible del cable Cumpliendo la primera desigualdad se asegura que por el dispositivo no pase una intensidad superior a su valor nominal. Con la segunda se asegura la protección del cable frente a sobreintensidades, ya que el dispositivo cuenta con una curva térmica Página 162

apropiada que protege el cable si el calibre del interruptor automático es inferior a la Imáx. admisible del cable. En el lado de corriente continua los generadores fotovoltaicos se comportan como fuentes de corriente, intrínsicamente limitadas en su corriente de corto a un valor inferior a 1,2 veces el correspondiente al nominal de la operación. Por tanto no es necesaria la protección frente a sobreintensidades. En ocasiones se coloca un fusible de tipo modular en cada una de las líneas serie del campo fotovoltaico con fines de maniobra, es decir, para poder abrir los circuitos de continua y operar sin circulación de corriente. En la línea de CA que conecta los inversores con la red de BT es preceptivo, según el RD 1663 ; el uso de un interruptor automático para la protección contra sobreintensidades. Se denomina interruptor frontera, debe ser accesible a la empresa distribuidora, para poder realizar la desconexión manual. Dispositivos de protección frente a sobretensiones: ITC BT 23: La primera cuestión a tener en cuenta es la forma de instalación de los cables: se debe evitar la realización de espiras o bucles que puedan favorecer la inducción de Página 163

sobretensiones. Para ello en la parte de continua, el positivo y el negativo se llevarán lo más juntos posible durante todo el conexionado. Para la protección frente a sobretensiones se emplean descargadores de sobretensiones, dispositivos que contienen elementos o resistencias que varían su valor en función de la tensión aplicada. La protección frente a sobretensiones y también frente a variaciones de la frecuencia de red estará integrada en el inversor. Dispositivos de protección frente a contactos directos e indirectos: ITC BT 24: La protección contra contactos directos viene garantizada por unos índices de protección adecuados de los equipos y por la correcta instalación y montaje de los mismos. En este caso el grado de protección de el inversor es IP 21 y el de los armarios de conexionado y protecciones es IP 65. La protección frente a contactos indirectos se realizará: - Mediante la puesta a tierra de los elementos metálicos de la instalación que no está en tensión en servicio normal, pero que corren riesgo de estarlo ante situaciones de anomalías en el servicio de la instalación. (sobretensiones, descargas atmosféricas, etc.) Página 164

- En la parte de alterna se debe garantizar la protección frente a contactos indirectos con un interruptor diferencial de sensibilidad adecuada ( RD 1663) Cálculo de las protecciones: Corriente Continua: Se colocará un fusible en el positivo de cada grupo serie del campo fotovoltaico. Como la Icc de cada grupo serie será igual a la del módulo: Icc = 7,7A. Además como se ha visto anteriormente la intensidad admisible del conductor de sección 4 mm 2 es de 36 A. El fusible que más se ajusta a esta característica es el de 10 A. I B I N I Z 7,7 10 36 Se colocarán fusibles cilíndricos gl: - Modelo Simón 11 Página 165

- In = 10 A - p.d.c. = 20 ka. - Tamaño 8,5 x 31,5 Base portafusibles seccionable unipolar para fusibles cilíndricos: - Modelo 11100-35 - In = 25 A - Tamaño 10 x 38 mm Corriente Alterna: Interruptores automáticos magnetotérmicos: Se colocará un interruptor automático para la protección frente a sobrecargas y cortocircuitos a la salida de cada inversor. I B I N I Z Página 166

I línea = 14 A. I admisible del cable = 33 A. In del interruptor = 20. Se colocarán interruptores automáticos marca ABB: - Modelo S941NAB20, unipolar con neutro. - In = 20 A. - p.d.c. = 6 ka. - Curva B. Interruptor general magneteotérmico: la red de BT. Se colocará un interruptor frontera en la línea de conexión de los inversores con I B I N I Z Página 167

I línea = 98 A. I admisible del cable = 105 A. In del interruptor = 100 A. - Modelo S293C100, tripolar. - In = 100 A. - p.d.c. = 10 ka. - Curva C. Interruptores diferenciales: para la protección contra contactos indirectos se colocarán a la salida de cada inversor, siempre a continuación del interruptor automático. I línea = 14 A. In interruptor = 25 A. Interruptor diferencial bipolar: Página 168

-Marca ABB, modelo FH202AC-25 / 0,03 - Sensibilidad alta ( 30 ma.) - In = 25 A. Página 169

1.7.2.5 Cuadros Armarios de conexionado y protecciones: Caja de derivación de Corriente Continua: Para unificar las diferentes líneas del campo fotovoltaico en una sola línea de corriente continua que conecte con el inversor se emplea una o varias cajas o armarios donde se instalan los siguientes dispositivos: - Elementos de protección y maniobra que permitan abrir los circuitos serie del campo fotovoltaico, en este caso fusibles cilíndricos. Tendremos 8 grupos serie x 7 inversores x 3 fases = 168 fusibles. - Bornes de conexión: Borne de tierra del campo fotovoltaico Bornes de entrada para cada circuito serie inversor. Borne de salida para la línea de corriente continua que conecta con el Página 170

Esta caja estará situada en el exterior, en el campo fotovoltaico, por este motivo, debe tener un grado de estanqueidad alto, por ejemplo un IP 65. Caja de Corriente Alterna: En este armario se colocará el interruptor automático general, así como las protecciones contra sobreintensidades y defectos de aislamiento. 22 interruptores automáticos y 21 interruptores diferenciales. El armario de conexión y protecciones en CA estará situado en la zona de contadores del edificio. Bandejas: Como soporte de las líneas de conexión de la instalación se utilizarán las mismas bandejas perforadas que forman parte de la instalación eléctrica del edificio puesto que su ocupación está por debajo de su capacidad. Página 171

1.7.2.6 Puesta a Tierra Para la protección contra contactos directos se establece una puesta a tierra de protección que refiera a tierra aquellos elementos metálicos que no estén en tensión en servicio normal, pero que pudieran estarlo en situaciones anómalas. Se realiza una red equipotencial que una los elementos metálicos del generador, soportes y carcasa de los módulos (ITC BT 18) mediante conductor aislado de cobre de 10 mm 2 de sección. Se conectará esta red equipotencial a la PAT de edificio mediante un conductor de protección de la misma sección. Página 172

1.7.2.7 Medida de la Energía Eléctrica Según indica el RD 1663 deberán instalarse dos contadores o un contador bidireccional. De forma que se registre tanto la cantidad de electricidad vendida a la compañía eléctrica como el autoconsumo del inversor en los periodos sin radiación solar. Ver anexo. Contador: instalaremos un contador bidireccional a 4 hilos de la marca Landysgir. Figura 7.13: Modelo ZMD410CTSBT32S1 230/400V /5A Página 173

Características técnicas: - Contador electrónico combinado para conexión a 230/400V y transformadores /5A en redes trifásicas de 3 ó 4 hilos. - Medida de la energía activa (A+, A-) en clase de precisión 1.0 y la energía reactiva (Ri+, Rc-,Ri-,Rc+) en clase 2. IEC870.5.102. - Puerto óptico según norma UNE-EN-61107 y protocolo de comunicación - Equipo registrador de medidas según el RPM, ITCs y RD1433/2002. Registra 2 curvas de carga, en períodos parametrizables de 5 a 60 min. - Procesamiento local de tarifas, de activa y reactiva, con tres contratos simultáneos para tarifas ATR (Acceso de terceros a redes), generales y autoproducción en régimen especial, según normativa vigente. - Puerto de comunicaciones RS232 (DB9 externo) para enlace, remoto o local, con el Concentrador Secundario o Primario mediante protocolo IEC 870-5-102 definido por REE. Página 174

- Display, retroiluminado (opcional) y activo sin alimentación del contador, conforme a normativa de Empresas Distribuidoras basadas en norma UNE-EN-62056-61 (OBIS). - Ejecución en montaje saliente sobre pared o fondo de armario. Accesorios a incorporar: Modulo de medida de 936 x 720 de poliéster con tapa transparente, para ubicar los siguientes elementos: Contador ZMD410CTS Regleta de verificación 10 E Interruptor de corte con enclavamiento manual Transformadores de intensidad 200/5 A Fusibles Página 175

Descripción: Generalidades: - Envolvente: la envolvente del contador está realizada en plástico reforzado antiestático de fibra de vidrio. La parte superior de la envolvente está dotada de dos ventanas de plástico transparentes que permiten visualizar la carátula principal del Contador y la carátula del Registrador/Tarificador. La ventana superior se cierra en su lateral superior derecho con un precinto de calibración, mientras que la parte superior del envolvente se cierra en su lateral superior izquierdo con un sello de fábrica o un segundo precinto de calibración. La ventana inferior tiene forma de puerta frontal abisagrada y está dotada de un precinto de la compañía. La carátula del Registrador/Tarificador con el esquema de conexión del aparato en el reverso, el alojamiento de la pila, el pulsador de cierre de facturación y la unidad de comunicación están situadas detrás de esta puerta frontal. El cubrebornes se suministra en dos longitudes (conexión a trafo para Z.D400 y conexión directa para Z.D310) para asegurar el espacio libre necesario (40 mm. y 60 mm. respectivamente) para realizar todas las conexiones, pudiendo presentar, según modelo, la correspondiente conexión RS232 para lectura local ó conexión a módem externo. Página 176

- Carátulas del Contador y del Registrador/Tarificador: todos los datos relevantes del contador están reflejados en las dos carátulas en el formato específico de la compañía de suministro de energía. Las diferentes aperturas permiten la manipulación de los dos pulsadores de pantalla del equipo y aseguran la visualización ininterrumpida del Display de cristal líquido, los diodos de prueba y el interfaz óptico para la lectura automática de datos de medida. Finalidad de uso: Registra los consumos de energía activa y reactiva en redes trifásicas a cuatro (M) o tres (F) hilos (baja tensión) y, a partir de los valores adquiridos, determina las medidas eléctricas requeridas. Para esta finalidad, los contadores se conectan al punto de medida a través de transformadores de corriente. Entradas y salidas: - 6 contactos de salida (retransmisión de impulsos) Tipo: relé de estado sólido Tensión: desde 12 a 240 Vca/Vcc Intensidad: máx. 100 ma Página 177

Frecuencia de conmutación: máx. 20 Hz - Entrada alimentación auxiliar externa CC Tensión: rango extendido desde 40 a 140 Vcc sin polaridad Consumo: 1,5 VA Interfaces de comunicación: - Interfaz óptica para comunicación local Tipo: interfaz serie bidireccional Velocidad máx: 9600 Baud Aplicación: Lectura de datos, funciones de servicio según IEC 870.5.102 (REE) Interfaz serie para comunicación remota Tipo: interfaz serie bidireccional aislado RS232 (DB9 hembra) Página 178

Velocidad máx: 38.400 Baud Normas: V.24 Comportamiento de la tensión: - Corte de tensión Bloqueo de entradas y salidas: tras 1.2 seg. del corte Tiempo de filtrado: 20 mseg. Desconexión: tras aprox. 0.3 seg. Figura 7.14: Comportamiento en caso de corte de tensión Página 179

- Restauración de tensión Listo para operación (según duración de corte): tras 1 a 5 s Reconocimiento de sentido energía y tensión de fase: tras 1 a 3 s Operación con tres fases Figura 7.15: Comportamiento al restaurar tensión Influencias externas: - Rango de temperaturas Operación: de -20 C a +55 C Página 180

Almacenamiento: de -25 C a +70 C - Coeficiente de temperatura Rango: de -25 C a +70 C Valor medio típico: 0.012 % por K Con cos φ = 1 (de 0,05 Ib a Imáx): 0.02 % por K Con cos φ = 0,5 (de 0,1 Ib a Imáx): 0.03 % por K Figura 7.16: Comportamiento según temperatura Página 181

Peso y dimensiones: Peso: aprox. 1,5 kg - Medidas externas (cumple DIN 43857) Ancho: 177 mm Alto (con cubrebornes corto): 244 mm Alto (con cubrebornes estándar): 281,5 mm Fondo: 75 mm - Triángulo de fijación Alto (pieza de suspensión abierta): 206 mm Alto (pieza de suspensión cubierta): 190 mm Ancho: 150 mm Página 182

- Cubrebornes Estándar ZxD410CTS: 40 mm de espacio libre Figura 7.17: Medidas del contador Z. 400 (cubrebornes estándar) Página 183

Conexiones: - Conexiones de fase Tipo: bornes tipo rosca Diámetro: 5,2 mm Sección recomendado de conductor: de 4 a 6 mm2 - Tornillos Dimensiones M4 x 8 Diámetro cabeza máx. 5,8 mm Ranura estrellada tipo H o Z, medida 2, según ISO-4757-1983 Tamaño ranura 0,8 +0,2/+0,06 mm - Par de apriete: hasta 1,7 Nm Página 184

- Otras conexiones Tipo: bornes sin tornillo montadas sobre muelle Intensidad máxima de salidas de tensión: 1 A Tensión máxima de entradas de control: 250 V Página 185

1.7.3 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN ELÉCTRICA ANUAL Se calcularán las producciones (kwh) mensuales máximas teóricas en función de: la irradiancia, la potencia instalada y el rendimiento de la instalación, en base a poder calcular posteriormente los ingresos percibidos por inyectar esta energía a la red. Se define Irradiancia como la densidad de potencia incidente en una superficie o la energía incidente en una superficie por unidad de tiempo y unidad de superficie. Se mide en kw/m 2. Se define Irradiación como la energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo largo de un cierto período de tiempo. Se mide en kwh /m 2. Otro concepto importante es el de Insolación, corresponde a la integración de la irradiancia en un período determinado. En otras palabras es la energía radiante que incide en una superficie de área conocida en un intervalo de tiempo dado. Este término tiene unidades de energía por área, comúnmente Wh/m 2. Generalmente se toma este valor como una acumulación de energía horaria, diaria, estacional o anual. La insolación también se expresa en términos de horas solares pico. Una hora de energía la energía recibida durante una hora, a una irradiancia promedio de 1,000 W/m 2. La energía útil que produce el generador fotovoltaico es directamente proporcional a la insolación que recibe. Página 186

Figura 7.18: Irradiancia y horas solares pico (insolación) durante un día soleado Los datos de entrada que deberemos conocer son los siguientes: H (0): Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre superficie horizontal, en kwh/(m2 día). H(α, β): Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el plano del generador en kwh/(m2 día), obtenido a partir del anterior. α representa el azimut y β la inclinación del generador. Página 187

Rendimiento energético de la instalación o performance ratio, PR. Eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta: La dependencia de la eficiencia con la temperatura La eficiencia del cableado Las pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia La eficiencia energética del inversor Página 188

1.7.3.1 Datos de Partida Latitud del emplazamiento: la latitud media de Madrid es de Φ= 41,4º Datos de Radiación: se trata de datos de radiación total media mensual recogidos en la provincia. Tabla 7.2: Datos de radiación de Madrid en función de los meses Página 189

1.7.3.2 Ángulos y Parámetros de la trayectoria Solar La Latitud Φ: ws el arco de meridiano que se extiende desde el ecuador hasta el paralelo local, aumenta por tanto de 0º a 90º. Es fácil conocerlo directamente por la situación geográfica del lugar. Se toman valores positivos para el hemisferio Norte. Para Madrid la latitud es de 41º. Ángulo horario: es el ángulo girado por la tierra sobre su eje de rotación hasta una hora determinada en un día cualquiera del año. Se calcula en función de las horas transcurridas desde el mediodía solar Variación: dω = 15 grados / hora dt La Declinación Diaria: ángulo que forma el Sol respecto al plano ecuatorial al medio día solar. Página 190

Donde n es el día del año considerado. 23º27 Equinoccio de otoño Ángulo de declinación δ Polo norte celeste Camino aparente del sol en el plano de la eclíptica Solsticio de invierno 23º27 Polo sur celeste Equinoccio vernal Plano ecuador celeste Figura 7.19: ángulos de incidencia de la luz solar La Declinación Media Mensual: es la media mensual del ángulo de declinación diario a lo largo de un mes. Página 191

Donde d, m es el numero de días del mes considerado. El Angulo Diario de Salida del sol: Donde: Φ es la latitud; δd es la declinación diaria. El Angulo Medio mensual de Salida del Sol: Donde: ωs, d es el ángulo diario de salida del Sol. Ángulo cenital: ángulo que forma la dirección de los rayos solares con la vertical del lugar (cenit). Página 192

Donde: Φ es la latitud; ωh es el ángulo horario; δd es la declinación diaria El Azimut Horario de la Trayectoria Solar Diurna: es el ángulo proyectado sobre un eje este-oeste de la trayectoria solar diaria y medido respecto del sur en sentido positivo hacia el oeste. Donde: ωh es el ángulo horario; δd es la declinación diaria; θz,h es el ángulo cenital. Página 193

Número de Horas de Sol Teóricas Diarias: Donde: ωs,d es el ángulo diario de salida del Sol. Estación de primavera / verano Φ Cenit Φ latitud δ declinación Polo Norte celeste δ θ z Observador en Hemisferio Norte α elevación solar θ z ángulo cenital ω W ϕ acimut ω ángulo horario S Ψ α Φ 15º/hor a COORDENADAS medidas respecto a centro disco solar N E Figura 7.20: coordenadas esféricas para observador en hemisferio norte Página 194

CRITERIO DE SIGNOS α elevación solar θ z ángulo cenital Varía de 0º (horizonte) a 90º (cénit) Varía de 0º (cénit) a 90º (horizonte) ϕ acimut Varía de 0º (sur) a 180º (norte). Signo: positivo hacia E, negativo hacia W ω ángulo horario Varía de 0º (Sol culminando el meridiano) a un valor dependiente del día del año y la latitud. Signo: positivo antes del mediodía solar, negativo después del mediodía solar ω s ángulo horario a la salida del Sol Valor dependiente del día del año y la latitud. Página 195

1.7.3.3 Evaluación de la Radiación La radiación solar recibida en el límite de la atmósfera varía ligeramente a lo largo del año debido a la pequeña excentricidad de la órbita terrestre. La Constante Solar de Radiación: se define la constante solar Gsc como la energía recibida en la unidad de tiempo y por unidad de área sobre una superficie normal a los rayos solares, situada a la distancia media de la tierra al sol y fuera de la atmósfera. La Radiación Extraterrestre: es la radiación media extraterrestre recibida por la tierra en un día cualquiera del año. Donde: n es el número del día del año en el cual se quiere evaluar la radiación; Gs,c es la constante solar de radiación. Página 196

La Radiación Extraterrestre Horaria sobre Superficie Horizontal: Donde: Go,n es la radiación extraterrestre. La Radiación Diaria Extraterreste sobre Superficie Horizontal: la radiación acumulada en un día será la suma de toda la potencia recibida durante todas las horas de luz. en MJ m 2 día Donde: Gs,c es la constante solar de radiación; Go,n es la radiación extraterrestre; tωs es la hora solar a la cual amanece y anochece. Página 197

La Radiación Media Mensual Extraterrestre sobre Superficie Horizontal: es la media de las radiaciones acumuladas diarias a lo largo de todo un mes. Donde: Ho,d es la radiación diaria extraterrestre sobre superficie horizontal. Evaluación de la radiación difusa: la radiación solar cuando atraviesa la atmósfera es en parte absorbida y en parte desviada por fenómenos de reflexión o difracción por las nubes, partículas de polvo, vapor de agua ó por las moléculas de CO 2, oxígeno, Ozono, etc. A lo que se denomina difusión. La radiación que incide sobre la superficie directamente del Sol sin sufrir cambios de dirección se conoce como radiación directa, mientras que aquella que llega después de ser reflejada o emitida por las moléculas de la atmósfera se llama radiación difusa. Para diferenciar la radiación difusa de la directa sobre superficie horizontal se hace a través del índice de claridad medio mensual definido como: Página 198

Donde: Hm es la radiación total media mensual real sobre superficie horizontal expresada en MJ/ 2 m día recibida en la localización correspondiente del mes correspondiente; Ho,m es la radiación media mensual sobre superficie horizontal. La relación entre la radiación difusa y la radiación directa en medias mensuales viene dada por las siguientes correlaciones: Página 199

Donde: Hdif,m es la radiación dispersa media mensual real sobre superficie horizontal expresada en MJ m 2 día Página 200

1.7.3.4 Evaluación de la Radiación Total sobre superficie inclinada Para evaluar la radiación total que incide sobre un panel fotovoltaico con ángulo de elevación β y azimut variable, se tomarán las componentes de radiación difusa y reflejada del suelo como isotrópicas. Así la radiación total sobre superficie inclinada: Donde: Rm es la relación media mensual entre radiación total incidente sobre una superficie inclinada y la radiación total incidente sobre una superficie horizontal. La relación entre radiación total sobre superficie inclinada y sobre superficie horizontal viene dada por la expresión: Donde: Rb,m es la relación media mensual entre radiación directa sobre superficie inclinada y sobre superficie horizontal; ρsuelo es la reflectividad del suelo; β es el ángulo de elevación de la placa fotovoltaica sobre la superficie terrestre. Página 201

Es la parte correspondiente a la radiación directa. Es la parte de radiación correspondiente al entorno considerada como isotrópica. Es la parte de la radiación correspondiente a la reflexión con el suelo considerada también como isotrópica. Página 202

Donde: tgδ m es la tangente media mensual del ángulo declinación. Resultados de Medias Mensuales: Parámetros Generales: Potencial Radiativo Indices de claridad Mes Dias Hom(0) Iom Gom KT kt [MJ/(m^2 [J/(m^2 di [W/m^2] 1 31 14,64 1526,14 432,46 0,458 0,532 2 28 19,71 1874,38 529,21 0,538 0,580 3 31 26,97 2320,37 652,43 0,504 0,604 4 30 34,37 2702,41 757,63 0,547 0,681 5 31 39,60 2900,93 811,62 0,528 0,707 6 30 41,75 2971,50 830,76 0,563 0,776 7 31 40,59 2942,16 822,79 0,641 0,868 8 31 36,23 2791,43 781,96 0,638 0,813 9 30 29,44 2473,21 694,56 0,574 0,707 10 31 21,82 2030,31 572,38 0,522 0,577 11 30 15,75 1607,98 455,17 0,476 0,538 12 31 13,12 1418,89 402,83 0,450 0,511 Media 27,872 2298,553 645,843 0,536 0,658 Tabla 7.3: valores de radiación para Madrid según mes Página 203

Mes Dias Parámetros Trayectoria Solar δm Θz ω s 1 31-20,847 68,00 70,643 70,64 9,42 2 28-13,325 70,16 78,079 78,08 10,41 3 31-2,389 60,83 87,910 87,91 11,72 4 30 9,493 54,91 98,395 89,50 13,12 5 31 18,806 55,60 107,258 88,98 14,30 6 30 23,077 51,13 111,741 88,72 14,90 7 31 21,101 53,54 109,624 88,84 14,62 8 31 13,296 54,15 101,902 89,29 13,59 9 30 1,994 59,92 91,743 89,90 12,23 10 31-9,849 66,99 81,280 81,28 10,84 11 30-19,051 67,78 72,497 72,50 9,67 12 31-23,096 72,30 68,239 68,24 9,10 Media 0,000 61,233 90,000 82,836 12,000 ω s' NhS Tabla 7.4: trayectoria solar en Madrid según mes Radiación Absorbida: Mes Dias G(β) HT(β) Rb R [W/m^2] [kwh/(m^2 dia)] 1 31 2,071 1,590 365,653 2,959 2 28 1,707 1,445 443,586 4,254 3 31 1,360 1,192 469,658 4,503 4 30 1,104 1,052 542,582 5,491 5 31 0,953 0,959 550,213 5,565 6 30 0,893 0,921 594,159 6,013 7 31 0,920 0,938 669,429 6,771 8 31 1,039 1,020 648,620 6,544 9 30 1,254 1,152 565,492 5,407 10 31 1,580 1,354 446,844 4,288 11 30 1,969 1,553 380,385 3,235 12 31 2,216 1,661 342,201 2,722 Media 1,421 1,235 501,836 4,815 Tabla 7.5: Radiación en Madrid en función del mes Página 204

Página 205

1.7.3.5 Estimación de la Energía Eléctrica Generada La energía solar que llega hasta nuestro planeta alcanza valor de un valor bastante alto. 7 15 10 kwh, El inconveniente para su aprovechamiento es que la densidad de 1 kw /m 2, como máximo, resulta baja para su captación, por lo que el reto de la tecnología actual es encontrar medios eficientes para su captación y almacenamiento. Con las radiaciones conocidas en cada uno de los casos estimaremos la energía producida por el sistema fotovoltaico conectado a red. Modelo de Evaluación de la Generación de Energía: Estimación de la Energía Anual: La estimación de la energía generada se hará mediante la siguiente ecuación: Página 206

Donde: E AC es la energía en kwh inyectada a la red por el sistema fotovoltaico; G STC es la irradiancia en condiciones estándar de medida: 1000W/m2; P STC es la potencia pico del generador en condiciones de radiación estándar media; PR es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo; FS es el factor de perdidas por sombreado; Hef (φ,β) es la irradiación media efectiva sobre el plano del generador en kw / m 2 h teniendo en cuenta los efectos angulares y de suciedad. Evaluación de la Irradiación Media Efectiva: La irradiación efectiva es la radiación total útil. En ella están consideradas las pérdidas angulares y espectrales y por suciedad del generador fotovoltaico. Las perdidas por polvo y suciedad provocan la disminución de la potencia de un generador FV por la deposición de polvo y suciedad en la superficie de los módulos. Las pérdidas por polvo en un día determinado pueden ser del 0 % al día siguiente de un día de lluvia y llegar al 8 % cuando los módulos se "ven muy sucios". Estas pérdidas dependen de la inclinación de los módulos, cercanías a carreteras, etc. Una causa importante de pérdidas ocurre cuando los módulos FV que tienen marco tienen células solares muy próximas al marco situado en la parte inferior del módulo. Otras veces son las estructuras soporte que sobresalen de los módulos y actúan como retenes del polvo. Página 207

Las pérdidas angulares y espectrales tienen su origen en la divergencia que se dan entre las condiciones estándar de medida de la potencia pico del panel. Las pérdidas por reflectancia angular y espectral pueden despreciarse cuando se mide el campo FV al mediodía solar (± 2 h) y también cuando se mide la radiación solar con una célula calibrada de tecnología equivalente (CTE) al módulo FV. Las pérdidas anuales son mayores en células con capas antirreflexivas que en células texturizadas. Son mayores en invierno que en verano. También son mayores en localidades de mayor latitud. Pueden oscilar a lo largo de un día entre 2 % y 6 %. Las pérdidas angulares de manera aproximada una ley senoidal en la cual a mayor ángulo de incidencia implica un aumento de estas pérdidas. Las pérdidas espectrales vienen dadas por la variación del espectro solar en cada momento respecto del espectro normalizado que afecta a la célula dando lugar a ganancias o pérdidas energéticas. La suma de ambas las pérdidas por suciedad y espectrales se pueden evaluar con la siguiente relación: Donde: LPA y LPS son las perdidas angulares y espectrales; LPS son las pérdidas por suciedad; gj son los coeficientes a través de los cuales se evalúan las pérdidas angulares Página 208

y de suciedad con un grado de suciedad medio. Se considerarán unas perdidas por suciedad del 3%. Se evalúan según g i; β-βopt es la desviación del ángulo real de la instalación respecto del óptimo. En nuestro caso será cero. Donde: φ es el ángulo de azimut del generador solar. Como hemos indicado anteriormente el azimut será de φ = 27º Los gi,j toman los siguientes valores para una perdida del 3% de transparencia en la dirección normal a la superficie. COEFICIENTES gij gij 1 2 3 1 8,000E-09 3,800E-07-1,218E-04 2-4,270E-07 8,200E-06 2,892E-04 3-2,500E-05-1,034E-04 9,314E-01 Tabla 7.6: coeficientes gij Página 209

Para azimut de 27º: g1 g2 g3 COEFICIENTES gj -1,218E-04 2,892E-04 9,314E-01 Para calcular la radiación efectiva: Donde: HT(φ,β) es la radiación total absorbida; LPA y LPS son pérdidas por suciedad, angulares y espectrales. Factor de Sombreado: es un factor que ha de ser un cálculo realizado de manera específica para cada instalación. Afecta sobre todo a instalaciones fotovoltaicas en integración arquitectónica. Para calcularlos se han de seguir mapas de trayectorias solares junto con unas tablas de referencia que evalúan la pérdida porcentual por cada intervalo acotado en el mapa de trayectoria solar. En nuestro caso no encontramos alrededor edificios de mayor altura que pudieran arrojar sombras sobre nuestros paneles. Por tanto considerando que no existen sombras circundantes FS =1 Página 210

Pérdidas por Conexionado o de Mismatch: las perdidas por conexionado son pérdidas originadas en la conexión de los módulos fotovoltaicos que trabajan a potencias ligeramente diferentes. Estas pérdidas tienen su origen en que el sistema estará trabajando en las condiciones del módulo que peor esté trabajando, así en una conexión serie la intensidad de cortocircuito máxima estará limitada por el módulo que peor parámetro tenga. Estas pérdidas por norma general no suelen exceder el 3%.(LM=3%) Pérdidas por Temperatura: las perdidas por temperatura dependen de la localidad y su valor oscila típicamente entre el 4% y el 6%. Con los datos de radiación media mensual se calcularán las perdidas de energía considerando el factor de variación del punto de potencia máxima del módulo seleccionado aplicado a la diferencia entre la temperatura de célula media mensual y la temperatura de célula en condiciones estándar de medida. La temperatura de la célula se calcula como: Donde: Ta es la temperatura ambiente media mensual; TONC es la temperatura de la célula en condiciones estándar de operación; G es la radiación media mensual. Página 211

Las pérdidas se calculan como: Donde: Es la variación relativa de la potencia máxima por ºC o K que es un parámetro característico del panel. En la placa de características de los paneles BP 3160s encontramos el coeficiente de temperatura de la potencia que es de 0,5 ± 0,05% / Cº Pérdidas en el Inversor: las perdidas en el inversor se pueden considerar en dos sumandos independientes, las pérdidas por rendimiento en la conversión DC/AC y pérdidas por seguimiento del punto de máxima potencia del generador FV. Las pérdidas por conversión DC/AC se producen fundamentalmente en los elementos de conmutación. En general se puede caracterizar por dos curvas, en función de la potencia de operación y la tensión de entrada. Página 212

Las pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia se deben a los fallos del sistema de seguimiento de dicho punto. Consideraremos el rendimiento máximo que se indica en la placa de características del inversor: η inv = 93% Las pérdidas en el inversor serán: L INV = 1- η inv Pérdidas en el Cableado: normalmente las pérdidas en interruptores, fusibles y diodos son muy pequeñas y no es necesario considerarlas. Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes cuando son largos y se opera a baja tensión en CC. Las pérdidas por cableado en % suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas de pequeña potencia. En nuestro caso, de acuerdo con las especificaciones, el valor máximo admisible para la parte CC es 1,5 %. Los cables están dimensionados de tal manera que se minimicen las pérdidas teniendo en cuenta la rentabilidad de la inversión. Tomaremos los valores típicos indicados en el PCT de IDAE: Página 213

Tabla 7.7: valores típicos de pérdidas en cableado Luego consideraremos como pérdidas en el cableado: L cab = 2% Rendimiento Global del Sistema: en este término se incluyen todas las perdidas energéticas que están asociadas al funcionamiento de la instalación. En general puede definirse el rendimiento global como: Donde: FS es el factor de sombra; Li son las diversas pérdidas descritas. Resultados: la instalación consta de 504 módulos BP 3160s de 160 Wp y área de 1,25 m 2 cada uno en 21 inversores Atersa de 4 kwp. En total 80,64 kwp. Página 214

Pérdidas por temperatura: Mes Días Tamb [ºC] Tc [ºC] Pmax(%) 1 31 5,7 18,04 3,480% 2 28 7,7 22,67 1,164% 3 31 10,4 26,25-0,625% 4 30 12,3 30,61-2,806% 5 31 16,4 34,97-4,985% 6 30 21,6 41,65-8,326% 7 31 25,4 47,99-11,497% 8 31 25 46,89-10,945% 9 30 20,8 39,89-7,443% 10 31 14,9 29,98-2,490% 11 30 9,5 22,34 1,331% 12 31 6,7 18,25 3,375% Media -3,34% Tabla 7.8: pérdida media por temperatura 60 50 40 Tc [ºC] 30 20 10 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Mes Figura 7.22: evolución anual de la temperatura Página 215

Balance energético anual: Mes Día HT(β) [kwh/(m^2 dia)] (1-LPS-LAS) FS 1-LM 1 31 2,959 93,14% 100,00% 97,00% 2 28 4,254 93,14% 100,00% 97,00% 3 31 4,503 93,14% 100,00% 97,00% 4 30 5,491 93,14% 100,00% 97,00% 5 31 5,565 93,14% 100,00% 97,00% 6 30 6,013 93,14% 100,00% 97,00% 7 31 6,771 93,14% 100,00% 97,00% 8 31 6,544 93,14% 100,00% 97,00% 9 30 5,407 93,14% 100,00% 97,00% 10 31 4,288 93,14% 100,00% 97,00% 11 30 3,235 93,14% 100,00% 97,00% 12 31 2,722 93,14% 100,00% 97,00% Media 4,815 Tabla 7.9: intensidad generadora a lo largo de los meses Mes Día 1-LTEMP 1-LINV 1-LDC PR Eac [KWh/ año] 1 31 103,48% 93,00% 98,00% 85,206% 74204,2875 2 28 101,16% 93,00% 98,00% 83,300% 104311,3838 3 31 99,37% 93,00% 98,00% 81,826% 108456,9938 4 30 97,19% 93,00% 98,00% 80,031% 129351,1695 5 31 95,02% 93,00% 98,00% 78,237% 128149,3238 6 30 91,67% 93,00% 98,00% 75,485% 133601,9265 7 31 88,50% 93,00% 98,00% 72,875% 145243,6703 8 31 89,05% 93,00% 98,00% 73,329% 141240,519 9 30 92,56% 93,00% 98,00% 76,213% 121283,1585 10 31 97,51% 93,00% 98,00% 80,290% 101333,1008 11 30 101,33% 93,00% 98,00% 83,437% 79436,28 12 31 103,38% 93,00% 98,00% 85,120% 68208,861 Media 96,66% 79,590% 111240,6435 Tabla 7.10: Kwh/año producidos Página 216

86% 84% 82% Rendimiento 80% 78% 76% 74% 72% 70% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Mes Figura 7.23: evolución anual del rendimiento de los paneles 30000 25000 Eac [kwh/año] 20000 15000 10000 5000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Mes Figura 7.24: evolución anual de la energía generada por panel Página 217

ENERGÍA GENERADA TOTAL: 111240,6435 kw h año Página 218

1.2. CÁLCULOS QUE NO FIGURAN EN LA MEMORIA DESCRIPTIVA

INDICE CÁLCULOS 2.1 CÁLCULO DE LAS EMISIONES REDUCIDAS Pag 222 2.2 CÁLCULO DE LOS COSTES UNITARIOS DE LOS BENCHMARKS Pag 224 2.3 JUSTIFICACIÓN DEL TAMAÑO DEL EDIFICIO ALMACÉN DE MOTOCICLETAS Pag 231 Página 221

2.1 Cálculo de las emisiones de CO2 reducidas con la implantación 2.1.1 PIAGGIO 125 Consideramos una emisión de CO2 de 130 g/km a lo largo de un recorrido típico por ciudad. Para la motocicleta (no el agente), el uso estimado de horas al día será de 20 horas (se usa cada motocicleta en al menos 3 turnos de los 4. Para los agentes de esta motocicleta (grupo L) el recorrido diario se ha estimado en 35 Km totales. Emisión / día moto = Km / día g / Km = 35 130 = 4550g / día moto Emisión / año moto = Gasto / día moto 365días = 4550 365 = 1660750g / año moto Multiplicando este resultado por el número total de motocicletas cuerpo L que se van a implantar (865) tenemos: Página 222

Emisión año o EmisionesCuerpoL = N Motos = 1660750 865 = 1436548750g/año moto 2.1.2 PIAGGIO 150 Para la Piaggio 150 la emisión por Kilómetro estimada es de 140 g/km y el recorrido diario de 200 Km/día. Repitiendo los cálculos: Emisión / día moto = Km / día g / Km = 200 140 = 28000g / día moto Emisión / año moto = Gasto / día moto 365días = 28000 365 = 10220000g / año moto Y finalmente, con 956 motocicletas a implantar: EmisionesCuerpoH Emisión año o = N Motos = 10220000 956 = 9770320000g/año moto 2.1.3 SUMA TOTAL EmisionesTotales = EmisionesCuerpoL + EmisionesCuerpoH = 1436548750 + + 9770320000 = 11206868750g = 11206,86T Página 223

2.2 Cálculo de los costes unitarios utilizados en ambos benchmarks BDESC A1 Piaggio Hexagon 125 Garantia motor meses 12 24 Garantia bateria meses 8 Precio mercado 1168 1200 Pago inicial 350,4 1200 Pago entrega 817,6 0 Garantia condensador meses 6 Estimado mantenimiento 1 anual 200 690 Vida util moto años 6 6 Valor estimado final 292 300 Por amortizar 876 900 Amortizacion anual 146 150 Seguro 200 500 Impuesto circulacion 0 190 Estimado mantenimiento 1 1200 4140 Estimado mantenimiento 2 por 100km 8,72 15,25 Aceite 0 1 Bujias 0 0,5 Filtro de Aire 0 0,5 Filtro de aceite 0 0,5 Suspensiones 2 2 Correa Alternador 0,17 0,17 Ruedas 2 2 Bateria 1,5 0,33 Gasolina 0 7 Frenos 1,25 1,25 Electricidad 1,8 0 km/año de este cuerpo 5000 5000 Estimado mantenimiento 2 anual 436 762,5 Estimado mantenimiento 2 2616 4575 Mantenimiento total estimado 3816 8715 Precio total invertido en 6 años 4984 9915 Página 224

Maxi Scooter Vectrix Piaggio Hexagon 150 Garantia motor meses 24 24 Garantia bateria meses 24 Precio mercado 8500 1500 Estimado mantenimiento 1 anual 300 800 Vida util moto años 6 6 Valor estimado final 2125 375 Por amortizar 6375 1125 Amortizacion anual 1062,5 187,5 Seguro 300 600 Impuesto circulacion 0 200 Estimado mantenimiento 1 1800 4800 Estimado mantenimiento 2 por 100km 9,7 16,25 Aceite 0 1 Bujias 0 0,5 Filtro de Aire 0 0,5 Filtro de aceite 0 0,5 Suspensiones 2 2 Correa Alternador 0,2 0,17 Ruedas 2 2 Bateria 2 0,33 Gasolina 0 8 Frenos 1,5 1,25 Electricidad 2 0 km/año de este cuerpo 20000 20000 Estimado mantenimiento 2 anual 485 812,5 Estimado mantenimiento 2 2910 4875 Mantenimiento total estimado 4710 9675 Precio total invertido en 6 años 13210 11175 Página 225

2.2.1 BDESC-A1 El precio de venta de la motocicleta es de 1168, pero dado que el proveedor nos permite pagar el 30% al pedido y el 70% a la entrega, se tiene un pago inicial de 350.4, y un pago de 817.6 al mes, con la entrega. El Estimado Mantenimiento I anual, refleja el coste por mantenimiento de el seguro y el impuesto de circulación. Al ser motocicleta eléctrica, el impuesto por circulación queda primado y el seguro es de 200 /año. Multiplicado por los años de vida útil de la motocicleta, 6 años, tenemos un Estimado Mantenimiento I por moto de 1200. Se ha supuesto una vida útil de los vehículos de 6 años, con un valor final del 25%, lo que supone un activo final en 292 en posesión del cuerpo, no liquidable (supuesto). De ésta forma, el valor por amortizar de la motocicleta es de 876, repartido en 6 años quedan 146 anuales de amortización. Para el Estimado Mantenimiento II, que refleja el mantenimiento per sé de la motocicleta, tenemos los costes estimados por revisiones y cambios de piezas cada 100 Km de sus componentes. Extrapolando la suma total de costes a los 5000 Km supuestos de recorrido anual de cada motocicleta, tenemos un coste de 436 por moto al año. Multiplicando por los 6 años de vida útil, 2616. Página 226

Sumando el coste por Mantenimiento I y II, la BDESC-A1 supone 3816 por mantenimiento en su vida útil, mas los 1168 gastados entre pedido y entrega, 4984 de inversión. 2.2.2 PIAGGIO 125 El precio de venta de la motocicleta es de 1200. El Estimado Mantenimiento I anual, refleja el coste por mantenimiento de el seguro y el impuesto de circulación. El impuesto por circulación supone 190 /año y el seguro es de 500 /año, lo que suman 690 /año. Multiplicado por los años de vida útil de la motocicleta, 6 años, tenemos un Estimado Mantenimiento I por moto de 4140. Se ha supuesto una vida útil de los vehículos de 6 años, con un valor final del 25%, lo que supone un activo final en 300 en posesión del cuerpo, no liquidable (supuesto). De ésta forma, el valor por amortizar de la motocicleta es de 900, repartido en 6 años quedan 150 anuales de amortización. Para el Estimado Mantenimiento II, que refleja el mantenimiento per sé de la motocicleta, tenemos los costes estimados por revisiones y cambios de piezas cada 100 Km de sus componentes. Extrapolando la suma total de costes a los 5000 Km supuestos de recorrido anual de cada motocicleta, tenemos un coste de 762.5 por moto al año. Multiplicando por los 6 años de vida útil, 4575. Página 227

Sumando el coste por Mantenimiento I y II, la Piaggio 125 supone 8715 por mantenimiento en su vida útil, mas los 1200 por la entrega, 9915 de inversión. 2.2.3 VECTRIX ELECTRIC MAXI SCOOTER El precio de venta de la motocicleta es de 8500. El Estimado Mantenimiento I anual, refleja el coste por mantenimiento de el seguro y el impuesto de circulación. El impuesto por circulación queda primado por ser una motocicleta de emisión cero y el seguro es de 300 /año. Multiplicado por los años de vida útil de la motocicleta, 6 años, tenemos un Estimado Mantenimiento I por moto de 1800. Se ha supuesto una vida útil de los vehículos de 6 años, con un valor final del 25%, lo que supone un activo final en 2125 en posesión del cuerpo, no liquidable (supuesto). De ésta forma, el valor por amortizar de la motocicleta es de 6375, repartido en 6 años quedan 1062.5 anuales de amortización. Para el Estimado Mantenimiento II, que refleja el mantenimiento per sé de la motocicleta, tenemos los costes estimados por revisiones y cambios de piezas cada 100 Km de sus componentes. Extrapolando la suma total de costes a los 20000 Km supuestos de recorrido anual de cada motocicleta, tenemos un coste de 485 por moto al año. Multiplicando por los 6 años de vida útil, 2910. Página 228

Sumando el coste por Mantenimiento I y II, la Maxi Scooter de Vectrix supone 4710 por mantenimiento en su vida útil, mas los 8500 por la entrega, 13210 de inversión. 2.2.4 PIAGGIO 150 El precio de venta de la motocicleta es de 1500. El Estimado Mantenimiento I anual, refleja el coste por mantenimiento de el seguro y el impuesto de circulación. El impuesto por circulación supone 200 /año y el seguro es de 600 /año, lo que suman 800 /año. Multiplicado por los años de vida útil de la motocicleta, 6 años, tenemos un Estimado Mantenimiento I por moto de 4800. Se ha supuesto una vida útil de los vehículos de 6 años, con un valor final del 25%, lo que supone un activo final en 375 en posesión del cuerpo, no liquidable (supuesto). De ésta forma, el valor por amortizar de la motocicleta es de 1125, repartido en 6 años quedan 187.5 anuales de amortización. Para el Estimado Mantenimiento II, que refleja el mantenimiento per sé de la motocicleta, tenemos los costes estimados por revisiones y cambios de piezas cada 100 Km de sus componentes. Extrapolando la suma total de costes a los 20000 Km supuestos de recorrido anual de cada motocicleta, tenemos un coste de 812.5 por moto al año. Multiplicando por los 6 años de vida útil, 4875. Página 229

Sumando el coste por Mantenimiento I y II, la Piaggio 150 supone 9675 por mantenimiento en su vida útil, mas los 1500 por la entrega, 11175 de inversión. Página 230

2.3 Justificación del tamaño del edificio Almacén de Motocicletas. El número de motocicletas a guardar en el garaje supone el mayor espacio requerido de la planta del almacén. Las baterías se cargarán en soportes de la pared oeste, donde existirán múltiples tomas de corriente 230 V. Total BDESC A1 665 Total Vectrix 735 (sin factor de seguridad) El número de motocicletas a operar de nuestros cuerpos es el siguiente, como quedaba reflejado en el pliego de condiciones. No se ha utilizado el factor de seguridad del 130% para éste cálculo. Las jornadas de operación de las motocicletas por turnos (no de los agentes) se refleja en la siguiente tabla: Página 231

Cuerpos L Seg Vial L Cuerpos H 8:00 315 350 735 9:00 315 350 735 10:00 315 350 735 11:00 315 350 735 12:00 315 350 735 13:00 315 350 735 14:00 315 350 735 15:00 315 350 735 16:00 315 350 735 17:00 315 350 735 18:00 315 350 735 19:00 315 350 735 20:00 180 350 420 21:00 180 350 420 22:00 180 350 420 23:00 180 350 420 0:00 180 0 420 1:00 180 0 420 2:00 90 0 210 3:00 90 0 210 4:00 90 0 210 5:00 90 0 210 6:00 90 0 210 7:00 90 0 210 Con lo que, el momento más desfavorable será el turno nocturno 2, de 2:00 AM a 8:00 AM, donde nuestro garaje tendrá que guardar más motocicletas. Momento + desfavorable BDESC A1 575 Vectrix 525 Total 1100 m2 moto 2 Espacio Requerido 2200 De las BDSC-A1 guardaremos todas menos las 90 que están en servicio en ese momento, es decir 575 motocicletas. De las Maxi Scooter de Vectrix en ese turno estarán en servicio 210, luego guardaremos 525. Un total de 1100 motocicletas a Página 232

guardar, que a la estimación de 2 metros cuadrados de planta por motocicleta, suponen 2200 metros cuadrados requeridos. El tamaño total del almacén solicitado es de 2500 metros cuadrados. Las motocicletas quedarán aparcadas en Batería 45º en grupos de 2 filas enfrentadas. De esta forma se aprovecha el espacio en planta reduciendo el espacio requerido por motocicleta y quedan pasillos de fácil tránsito del personal entre las columnas. Página 233

1.3. ESTUDIO ECONÓMICO

Partimos de una inversión inicial de 11801570, tal como detalla el presupuesto. Con esta inversión compramos las dos flotas de motocicletas eléctricas, las modificamos para que puedan efectuar las funciones requeridas, y hacemos la instalación fotovoltaica y eléctrica del edificio almacén. proyecto: Además de este coste inicial, podemos detallar los costes por mantenimiento del Coste Inicial: 11801570 / año Alquiler del local 192000 Coste por mantenimiento BDSC A1 636 Coste por mantenimiento Vectrix 785 Flota BDSC A1 en uso 665 Flota Vectrix en uso 735 Total coste mantenimiento flota L 422940 Total coste mantenimiento flota H 576975 Energía Generada 111240 Energía consumida 12000 Precio Mercado kw/h 0,4315 Ganancias por energía 42822,06 Coste Anual -1149092,94 Pérdidas en 6 años: -18696127,6 El alquiler del local se estima de 16000 mensuales. Página 235

Cálculos. Los costes unitarios por mantenimiento están detallados en el apartado de La flota a utilizar no comprende el stock de seguridad del 30%. La energía generada está calculada en el apartado correspondiente a la instalación fotovoltaica de la memoria descriptiva. La energía demandada comprende la acumulación por carga de baterías según sus horas de autonomía y sus kilómetros recorridos al día para cada flota. El precio de mercado está actualizado a marzo de 2008. El coste total en 6 años es de más de 18 millones de euros. Página 236

Comparativa contra la implantación de la flota actual: Coste Inicial: 4000000 / año Alquiler del local 192000 Coste por mantenimiento Piaggio 125 1452,5 Coste por mantenimiento Piaggio 150 1612,5 Flota Piaggio 125 en uso 665 Flota Piaggio 150 en uso 735 Total coste mantenimiento flota L 965912,5 Total coste mantenimiento flota H 1185187,5 Coste Anual -2343100 Pérdidas en 6 años: -18058600 El coste inicial comprende la inversión en precios iniciales de las flotas mas la de la adecuación del edificio almacén. Se ha estimado en tan solo 4 millones de euros. El alquiler del local se ha supuesto igual, pues es de aproximadamente el mismo tamaño (las flotas son iguales). Los costes por mantenimiento están detallados en el apartado de cálculos. Las flotas en uso no comprenden el stock de seguridad. Página 237

A seis años, el coste de la implantación de la flota actual es prácticamente idéntico al propuesto en el proyecto. La diferencia está en que éste proyecto implanta flotas de emisión cero. Página 238

1.4. ANEJOS

INDICE GRUPAL 4.1 LEY EURO 3 Pag 241 4.2 MARCO LEGAL EUROPEO. EMISIONES Pag 242 4.3 MARCO JURÍDICO. INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA Pag 255 4.4 MARCO JURÍDICO. CONTADORES Pag 295 4.5 EXTRACTO REBT Pag 297 4.6 INVERSOR Pag 336 4.7 GRÁFICAS. JUSTIFICACIÓN ENERGÉTICA Pag 345 4.8 FOCO TELESCÓPICO Pag 357 4.9 PLANO EN PLANTA DEL ALMACÉN Pag 359 4.10 CROQUIS DEL KIT POLICIAL Pag 360 Página 240

4.1 Ley Euro 3 En la actualidad, una motocicleta produce hasta 100 veces más emisiones contaminantes que un automóvil. Por este motivo el Parlamento Europeo aprobó el miércoles una propuesta que obliga a los fabricantes de motos a producir vehículos más respetuosos con el medioambiente. Esta nueva ley, conocida con el nombre de Euro-3, entrará en vigor el 1 de enero de 2006. A partir de esa fecha, cualquier motocicleta que se fabrique en la UE deberá ser más «limpia» y como máximo podrá emitir los mismos niveles de dióxido de carbono (CO2) que un «turismo nuevo de 2000». Un año después, el 1 de enero de 2007, ya no se podrá comercializar ningún modelo que no cumpla la nueva norma. La Euro-3 es la última fase de un plan de la Unión Europea que pretende hacer menos contaminante el actual parque motociclista de Europa. Sin embargo, hasta la llegada de esta directriz, los fabricantes tendrán que aprobar un examen previo. Se trata de la segunda etapa (Euro-2) de esta ley, que entrará en funcionamiento a partir del 17 de junio de 2002, para ciclomotores, y del 1 de enero de 2003 para los vehículos de mayor cilindrada.las motocicletas y ciclomotores que se fabriquen a partir de esa fecha deberán reducir los niveles de emisiones de dióxido de carbono hasta los 5,5 g/km. Página 241

4.2 Marco Legal Europeo en cuanto a emisiones Una norma europea sobre emisiones es un conjunto de requisitos que regulan los límites aceptables para las emisiones de gases de combustión de los vehículos nuevos vendidos en los Estados Miembros de la Unión Europea. Las normas de emisión se definen en una serie de directivas de la Unión Europea con implantación progresiva que son cada vez más restrictivas. Actualmente, las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOX), Hidrocarburos (HC), Monóxido de carbono (CO) y partículas están reguladas para la mayoría de los tipos de vehículos, incluyendo automóviles, camiones, trenes, tractores y máquinas similares, barcazas, pero excluyendo los barcos de navegación marítima y los aviones. Para cada tipo de vehículo se aplican normas diferentes. El cumplimiento se determina controlando el funcionamiento del motor en un ciclo de ensayos normalizado. Los vehículos nuevos no conformes tienen prohibida su venta en la Unión Europea, pero las normas nuevas no son aplicables a los vehículos que ya están en circulación. En estas normas no se obliga el uso de una tecnología en concreto para limitar las emisiones de contaminantes, aunque se consideran las técnicas disponibles a la hora de establecer las normas. Página 242

El objetivo fijado en el Protocolo de Kyoto es reducir las emisiones de una serie de gases de efecto invernadero en un 8 % durante el período 2008-2012 en relación con los niveles de 1990. Las emisiones de dióxido de carbono procedentes del transporte han aumentado rápidamente en los últimos años, del 21% del total de emisiones en 1990 al 28% en el 2004.[1] Sin embargo, en la actualidad no existen normas sobre el límite de emisiones de CO2 procedentes de la combustión en los vehículos. Se considera que las emisiones de CO2 originadas por el transporte en la Unión Europea actualmente constituyen el 3,5% de emisiones globales de CO2. Entre 1992 y 2007 los gases nocivos con que los aviones contaminan Europa aumentaron en un 89%. El transporte aéreo es uno de los máximos responsables de la escalada de emisiones contaminantes que aceleran el cambio climático. Las medidas que se adopten para reducir las emisiones de CO2, tendrán que incluir la reducción de las emisiones del transporte. Los turismos representan aproximadamente la mitad de las emisiones de CO2 relacionadas con el transporte en la Unión Europea y el transporte aéreo que representa el 12% de las emisiones de CO2 procedentes del transporte. Uno de los objetivos de la Directiva 1999/94/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de diciembre de 1999, relativa a la disponibilidad de la información a los consumidores sobre el consumo de combustible y las emisiones de CO2 respecto de la Página 243

comercialización de los turismos nuevos es garantizar que la información pertinente y comparable sobre el consumo de combustible y las emisiones de CO2 de los turismos nuevos ofrecidos en venta o alquiler en la Unión Europea se pone a disposición de los consumidores a fin de que los consumidores puedan elegir con conocimiento de causa, impulsando de ese modo a los fabricantes a hacer lo necesario para reducir el consumo de los automóviles. El hecho de que se coloquen etiquetas en los coches de segunda mano en el punto de venta podría influir en los compradores de turismos nuevos, inclinándolos hacia vehículos de bajo consumo, ya que esta característica se tendría en cuenta para la reventa del vehículo. En Reino Unido, el planteamiento inicial se consideró ineficaz. La forma en que se presentó la información era demasiado complicada de entender para los consumidores. Como resultado, los fabricantes de automóviles en el Reino Unido acordaron voluntariamente poner una etiqueta de color "más sencilla para el consumidor" que muestra las emisiones de CO2 en todos los vehículos nuevos a partir de septiembre de 2005, con una letra desde la A (menos de 100 g de CO2 por km) a la F (más de 186 g/km). El objetivo de la nueva "etiqueta verde" es dar a los consumidores una información clara sobre el rendimiento medioambiental de los diferentes vehículos. Otros países miembros de la Unión Europea están también en proceso de introducir este tipo de etiquetas. Los límites de emisiones de CO2 generadas por los vehículos están sujetos a un acuerdo voluntario (en esto difieren de los límites obligatorios en la legislación CAFE Página 244

de Estados Unidos) entre la UE y los fabricantes de automóviles (véase acuerdo ACEA). En última instancia, el objetivo de la Unión Europea con los acuerdos voluntarios es contribuir a llegar a un promedio de emisiones de CO2 (que se miden de acuerdo a la Directiva de la Comisión 93/116/CE) de 120 g/km para todos los nuevos vehículos de turismo para el año 2012. Sin embargo, como resulta cada vez más claro que el acuerdo inicial no se cumplirá (habiendo logrado sólo 160 g/km en 2005, desde los 186 g/km en 1995), los legisladores han comenzado a considerar una nueva reglamentación. A finales de 2005, el Parlamento Europeo aprobó una resolución en apoyo a las obligatorias normas de emisión de CO2 para sustituir a los actuales compromisos voluntarios de los fabricantes y al etiquetado. A finales de 2006, en respuesta a un nuevo informe desarrollado por la Federación Europea de Transporte y Medio Ambiente documentando falta de progreso en las metas de carácter voluntario, la Comisión Europea anunció que estaba trabajando en una propuesta para limitar las emisiones de CO2 de los automóviles. El 7 de febrero de 2007, la Comisión Europea publicó su propuesta de proyecto legislativo (COM 2007 0019) para limitar la media de emisiones de CO2 de la flota de vehículos europeos a los 120 g/km. Sin embargo, esto no quiere decir que todos los fabricantes tendrían una media de 120 g/km para sus vehículos. Algunos grandes fabricantes de automóviles pequeños, tales como Fiat, Renault, Peugeot y Citroen ya Página 245

están muy cerca del objetivo, mientras que los fabricantes de pequeño volumen de ventas en automóviles pequeños producen automóviles con más emisiones por km, como BMW, Mercedes, Audi, Saab y Porsche, situándose más lejos de alcanzar ese objetivo. Lejos de ser sorprendente los fabricantes franceses quieren un objetivo global, mientras que los fabricantes alemanes manifiestan que un objetivo general destruiría sus industrias. La Federación Europea de Transporte y Medio Ambiente insiste en la necesidad de un objetivo a más largo plazo que disminuya a la mitad el consumo de combustible de los automóviles nuevos durante la década de 2010, alcanzando los 80 g de CO2/km hacia el 2020.[9] La media de emisiones de los vehículos nuevos producidos en la Unión Europea se redujo hasta los 160 g CO2/km (reduciendo sólo el 0.2% en 2006) y todavía podría cumplirse el objetivo voluntario de 140 g CO2/km para el 2008. La Asociación de Fabricantes Europeos de Automóviles (ACEA, por sus siglas en inglés) solicitó ampliar el plazo al menos hasta 2015 y un enfoque diferente que permita a los constructores reducir las emisiones de CO2 con una viabilidad económica. De igual manera, ACEA solicitó a los gobiernos de la Unión Europea el desarrollo de políticas que incentiven la demanda de vehículos con reducidas emisiones de CO2. Las etapas son normalmente denominadas Euro 1, Euro 2, Euro 3, Euro 4 y Euro 5 para vehículos ligeros. Las series correspondientes de las normas para vehículos pesados utilizan números romanos en vez de números arábigos (Euro I, Euro II, etc.) Página 246

El marco jurídico consiste en una serie de directivas, cada una es una modificación de la Directiva 70/220/CEE. Se presenta aquí una lista resumida de las normas, cuándo entran en vigor, qué se aplicará en cada una de ellas, y qué directivas de la UE proporcionan una definición de cada norma. * Euro 1 (1993): o Para turismos - 91/441/CEE o También para turismos y para camiones ligeros - 93/59/CEE. * Euro 2 (1996) para turismos - 94/12/CE (& 96/69/CE) * Euro 3 (2000) para cualquier vehículo - 98/69/CE * Euro 4 (2005) para cualquier vehículo - 98/69/CE (& 2002/80/CE) * Euro 5 (2008/9) para cualquier vehículo - (COM(2005) 683 - propuesto) emisión. Estos límites sustituyen a la directiva original 70/220/CEE sobre límites de Página 247

Las clasificaciones de los tipos de vehículos están definidas por: * Directiva 2001/116/CE de la Comisión, de 20 de diciembre de 2001, por la que se adapta al progreso técnico la Directiva 70/156/CEE del Consejo relativa a la aproximación de las legislaciones de los Estados miembros sobre la homologación de vehículos de motor y de sus remolques. * Directiva 2002/24/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de marzo de 2002, relativa a la homologación de los vehículos de motor de dos o tres ruedas y por la que se deroga la Directiva 92/61/CEE del Consejo. En el área de los combustibles, la directiva sobre biocombustibles de 2001 exige que el 5,75% de todos los transportes que usan combustibles fósiles deben sustituir su uso por biocombustibles antes del 31 de Diciembre de 2010, con un objetivo intermedio del 2% a finales de 2005. Sigmar Gabriel, ministro alemán de medio ambiente, rechaza pedir prorrogar el plazo para aplicar la reducción de CO2. Normativa sobre emisiones para turismos: Página 248

Los gases de escape son mucho menos nocivos que hace un decenio, gracias a las normas sobre emisiones. Las normas sobre emisiones para turismos y vehículos industriales ligeros se resumen en las siguientes tablas. Desde la etapa Euro 2, los reglamentos de la UE introducen diferentes límites de emisiones para los vehículos diesel y gasolina. Los diesel tienen normas más estrictas normas de CO pero se les permite más emisiones de NOx. Los vehículos de gasolina están exentos de las normas de PM hasta la etapa Euro 4 (la etapa Euro 5 propuesta introduce normas para PM algunos automóviles de gasolina). Todas las fechas que figuran en las tablas se refieren a nuevas homologaciones. Las directivas de la CE también especifican una segunda fecha, un año después de que se aplique el primer registro (puesta en servicio) de los existentes modelos de vehículos previamente homologados. Página 249

Normas europeas sobre emisiones para turismos (categoría M1*), en g/km Página 250

Normas europeas sobre emisiones para vehículos industriales ligeros = a 1305 kg (categoría N1 - I), en g/km Página 251

Normas europeas sobre emisiones para vehículos industriales ligeros 1305 kg- 1760 kg (categoría N1 - II), en g/km Página 252

Normas europeas sobre emisiones para vehículos industriales ligeros 1760-3500 kg (categoría N1 - III), en g/km Vehículo ecológico avanzado (Enhanced environmentally friendly vehicle en inglés o EEV en sus siglas en inglés) es un término usado en las normas europeas sobre emisiones para la definición de un "vehículo limpio" de más de 3500 kg en las categorías M2 y M3. Ciclo de ensayos: Página 253

Para comprobar reducciones reales de las emisiones es fundamental que los ciclos de ensayos que se realizan, en la medida de lo posible, reflejen situaciones de conducción normales. Recientemente se descubrió que los fabricantes de motores se comprometerían en lo que se llamó "cycle beating" para optimizar el rendimiento de emisiones para el ciclo de ensayos, mientras que las emisiones en condiciones típicas de conducción son mucho mayores de lo esperado, lo que socava las normas y la salud pública. Una investigación reciente de dos institutos de tecnología alemana descubrió que, para los automóviles diesel, las reducciones de NOx se han alcanzado realmente después de 13 años de que las normas empezaran a ser más estrictas, con las etapas Euro I a Euro IV. Críticas: * Greenpeace pidió el 12 de diciembre de 2007 a la Comisión Europea que modifique el borrador de la norma, cuya presentación estaba prevista para el 19 de diciembre, de forma que los vehículos pesados no sean favorecidos en cuanto a las emisiones de CO2. * Dieter Zetsche, presidente del grupo Daimler, asegura que será difícil que la industria alcance en 2012 el límite de emisiones de 120 g CO2/km. Página 254

4.3. Marco Jurídico Instalación Fotovoltaica GENERAL. Hemos estudiado la legislación vigente aplicable a fin de comprobar la viabilidad de desarrollo del proyecto. Las Leyes, Reales Decretos y otros documentos que afecten directamente a la producción de energía eléctrica mediante sistemas fotovoltaicos establecerán las condiciones de instalación, así como el régimen económico al que queden suscritas. Esta legislación, así como la de los planes y programas que fomentan la implantación de tecnologías de generación eléctrica a partir de fuentes renovables, tiene como fin reducir nuestra tasa de dependencia energética del exterior, mejorar la eficiencia y disminuir la aportación al consumo de las fuentes energéticas vinculadas a los combustibles fósiles, habiéndose fijado como objetivo que en el año 2010 el 12% de la energía primaria consumida en España sea de origen renovable. Se asume así también el cumplimiento de compromisos supranacionales, tanto en relación con las políticas de la Unión Europea, como con otros organismos y protocolos internacionales. A partir de la década de los ochenta, en Europa, se ha desarrollado una intensa actividad normativa en la materia, haciendo más evidente la relación entre el incremento de producción industrial, el consumo de energía y la protección ambiental. Página 255

A finales de 1997, fue adoptado por la Comisión Europea El Libro Blanco de las Energías Renovables, cuyo objetivo es definir las líneas de actuación para que las energías renovables lleguen a representar el 12% de la energía primaria consumida en la Unión Europea en el año 2010. En España, con unos datos conservadores frente a sus posibilidades reales, se prevé pasar de los 27 MWp actualmente instalados a más de 135 MWp para el año 2010. El marco de referencia para cumplir estas previsiones viene establecido por la Ley del Sector Eléctrico 54/1997, cuyo principal objetivo es la liberalización del sector eléctrico en España, el Real Decreto 1663/2000 de 29 de septiembre, la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas (BOE de 21 de mayo de 2001), y el Plan de Fomento de las Energías Renovables y elaborado en su día por la Secretaría de Estado de Industria y Energía del Ministerio de Economía y el Instituto para la Diversificación y Ahorro Energético IDAE, y recientemente el importante Real Decreto 436/2004 de 12 de marzo que sustituye al RD 2818/1998. El Consejo de Ministros, de 30 de diciembre de 1999, aprobó, en cumplimiento de la disposición transitoria decimosexta de la Ley del Sector Eléctrico, el Plan de Fomento de las Energías Renovables para el periodo 2000/2010 plasmando el compromiso del Gobierno español con el desarrollo del aprovechamiento energético de los recursos renovables. Los objetivos del Plan, establecidos de acuerdo con la referida Ley 54/1997, señalan que en el año 2010, España deberá alcanzar el 12% del total de su demanda de energía con fuentes renovables, lo que supone que más del 17% de la electricidad se Página 256

generará con energías renovables, y duplicar la participación de este tipo de recursos energéticos, respecto a la existente en 1998. Se da respuesta a una serie de compromisos internacionales adquiridos por el Estado Español en el marco del Protocolo de Kyoto y de conformidad con las directrices contempladas en el Libro Blanco de las Energías Renovables de la Unión Europea. El objetivo que el Plan de Fomento fija, en concreto, para el sector de la energía solar fotovoltaica es: -Nuevas instalaciones aisladas: 20 MWp -Nuevas instalaciones conectadas a la red: 115 MWp - Total: 135 MWp Como legislación aplicable a instalaciones fotovoltaicas debemos destacar: Ley 54 /19997, del Sector eléctrico. Tiene como fin establecer la regulación del sector eléctrico con el objetivo de garantizar el suministro eléctrico, su calidad y que se realice al menor coste posible. En el capítulo II se establecen las condiciones de producción eléctrica en régimen especial, dentro del cual se incluye la tecnología fotovoltaica como energía renovable no consumible. Página 257

Real Decreto 1663 / 2000, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a red de baja tensión. Dicho RD se encuentra resumido en el apartado 1.2 RD 2106/2001, en el cual se especifica el contrato tipo y el modelo de factura entre el vendedor y la compañía que adquiere la energía eléctrica generada. Resumido en el apartado 1.3. RD 385/2002, en el cual se establecen las características de los puntos de medida de consumo y tránsitos de energía eléctrica. RD 436 / 2004, por el que se establece el régimen jurídico y económico de producción de energía eléctrica en régimen especial. Parte de la diferenciación de las instalaciones de producción que conforman el régimen especial, las cuales gozan de cierta singularidad jurídica y económica frente a las instalaciones de producción integrantes del régimen ordinario. Su objeto es unificar la normativa de desarrollo de la Ley 54 / 1997 en lo que se refiere a la producción en régimen especial, en particular en lo referente al régimen económico de estas instalaciones. Se encuentra resumido en el apartado 1.1 Desde el punto de vista del régimen económico ; además de las tarifas, primas e incentivos dispuestos en el RD 436 / 2004, tendremos en cuenta: Página 258

Ayudas y Subvenciones Públicas por parte de la Comunidad de Madrid. Orden 98/2005, de 13 de enero, de la Consejería de Economía e Innovación Tecnológica, por la que se regula la concesión de ayudas para la promoción de las energías renovables y el ahorro y la eficiencia energética para el periodo 2005-2007. En el caso de la solar fotovoltaica (sistemas aislados o sistemas conectados a red de más de 5 kwp, o de potencia inferior que tengan carácter demostrativo) la cuantía de las ayudas será: 4 euros/wp en sistemas aislados, 2 euros/wp en sistemas conectados a red. Los requisitos para solicitar dichas ayudas serán: - Realizar la inversión en el ámbito territorial de la Comunidad de Madrid. - No tener deudas contraídas con la Comunidad de Madrid en período ejecutivo de pago, salvo que estuvieran debidamente garantizadas. Plan de Fomento de las Energías Renovables (PER). El plan de fomento de las energías renovables en España 2000-2010 establece unos objetivos por áreas que permitan alcanzar, en el año 2010, el objetivo de que las fuentes energía renovables cubran como mínimo el 12% de la demanda total de la energía primaria Página 259

Las medidas que se plantean en el área de solar fotovoltaica están dirigidas a salvar las barreras de carácter económico, tecnológico, normativo y social. El principal apoyo público requerido por esta área es la retribución vía primas. El valor acumulado de las primas a percibir entre 2005 y 2010 por las instalaciones fotovoltaicas puestas en marcha ene ese periodo asciende a 499,4 millones de euros y el importe anual en 2010 de las primas asociadas a las nuevas instalaciones se sitúa en 200,8 millones de euros. Línea ICO-IDAE de energías renovables y eficiencia energética año 2005. Tiene como objetivo financiar las inversiones destinadas a la mejora de la eficiencia energética y al fomento de las energías renovables. Dentro de la línea existe un apartado para proyectos de inversión en energía fotovoltaica (Anexo I, tipología S.7) Las condiciones de financiación del ICO y el importe de las ayudas directas al préstamo del IDAE se concretan en el estudio económico En cuanto a la normativa técnica aplicable al diseño de la instalación: Pliego de condiciones técnicas de instalaciones conectadas a red del I.DA.E. Elaborado por el Departamento de Energía Solar del Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético. Su objetivo es establecer las condiciones técnicas que deben Página 260

adoptarse para poder acceder a la convocatoria de ayudas para la promoción de instalaciones de energía solar fotovoltaica en el ámbito del Plan de Fomento de las Energías Renovables. Es de aplicación a todas las instalaciones solares fotovoltaicas destinadas a la producción de electricidad para ser vendida en su totalidad a la red de distribución. Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. Será de aplicación en el diseño de la instalación eléctrica de nuestro generador, debido a las condiciones específicas de generación. Dicho Reglamento tiene por objeto establecer las condiciones técnicas y garantías que deben reunir las instalaciones eléctricas conectadas a una fuente de suministro en los límites de baja tensión, con la finalidad de: - Preservar la seguridad de las personas y los bienes. -Asegurar el normal funcionamiento de dichas instalaciones, y revenir las perturbaciones en otras instalaciones y servicios. - Contribuir a la fiabilidad técnica y a la eficiencia económica de las instalaciones. Normas Tecnológicas de la Edificación. N.T.E. Norma Básica de la Edificación. NBE AE /88. Acciones en la edificación. A aplicar en el diseño de la estructura soporte de los módulos. Sobrecargas de viento y nieve. Página 261

Norma Básica de la Edificación. NBE- AE / 95. Estructuras de acero en edificación. A aplicar en el cálculo de las solicitaciones de la tornillería de acero de la estructura soporte. ENERGIA ELECTRICA EN REGIMEN ESPECIAL. R. D. 436/2004 DE 12 DE MARZO (Ministerio de Economía). Este Real Decreto es aplicable a todas las instalaciones de producción mediante cogeneración (categoría a), que utilicen como energía primaria las energías renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante (categoría b), que utilicen residuos con valoración energética como energía primaria (categoría c), o instalaciones que utilicen la cogeneración para el tratamiento y reducción de residuos de los sectores agrícolas (categoría d). Dentro de la categoría b, en el grupo b1, se incluyen las instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar, y dentro de este grupo está el subgrupo b.1.1. que son las instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la solar fotovoltaica (Artículo 2 ). El RD 436/2004 deroga al RD 2818/1998 de 23 de diciembre por el que se había dirigido hasta ahora el régimen jurídico y económico de la actividad de producción de la energía solar fotovoltaica Objetivos y ámbito del Real Decreto en lo relativo a la energía solar fotovoltaica. El Real Decreto 436/2004 (en adelante RD) tiene dos objetivos fundamentales: Página 262

1. Actualizar y refundir el régimen jurídico que afecta a la energía solar fotovoltaica. 2. Establecer un régimen económico objetivo y duradero para esta energía. Potencia de la instalación. La potencia nominal de la instalación fotovoltaica será la del inversor en su parte de corriente alterna. A efectos de la consideración de potencia para la determinación del régimen económico se considerarán que pertenecen a una única instalación, las instalaciones que viertan su energía a un mismo inversor con tensión de salida igual a la de la red de distribución. En el caso de ser varios los inversores de un titular que conecten a un mismo punto (misma red de distribución alimentada desde un mismo transformador), se considerará la potencia de la instalación como la suma de las potencias de los inversores de ese titular. Por el contrario, si son de distintos titulares, la potencia de la instalación será la del inversor o suma de inversores de cada titular (Artículo 3). Coherente con lo anterior, cuando varias instalaciones de producción en régimen especial compartan conexión, la energía medida se asignará a cada instalación (Artículo 21). Competencias administrativas. La autorización administrativa para la construcción, modificación y reconocimiento de instalación acogida al régimen especial corresponde a los órganos de las Comunidades Autónomas con competencia en la materia. Este RD establece que, en caso de que la Comunidad Autónoma en donde estuviesen ubicadas las instalaciones no Página 263

contase con competencias en la materia, o dichas instalaciones estuviesen ubicadas en más de una Comunidad, la autorización citada correspondería a la Dirección General de Política Energética y Minas del antiguo Ministerio de Economía (Artículo 4, 5 y 6) Procedimiento y tramitación de solicitudes. Los titulares o explotadores de las instalaciones de producción que pretendan acogerse al régimen especial deberán solicitar la inclusión de la misma ante la Administración competente acreditando, además del tipo de instalación, las principales características técnicas y de funcionamiento. (Artículo 7 y 8). Registro Administrativo. Las instalaciones solares fotovoltaicas deberán ser inscritas obligatoriamente en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción en Régimen Especial dentro del Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica a que se refiere el artículo 2.1.4 de la Ley del Sector Eléctrico 54/1997, dependiendo del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo (anteriormente de Economía). Esta sección permitirá el adecuado seguimiento al Régimen Especial, y específicamente la gestión y el control de la percepción de los incentivos y primas, tanto en lo relativo a la potencia instalada, como a la evolución de la energía producida, la energía cedida a la red y la energía utilizada. (Artículo 9). Página 264

Sin perjuicio de lo previsto anteriormente, las Comunidades Autónomas gestionarán los correspondientes registros territoriales, con la adecuada coordinación entre ellas y la propia Dirección General del Ministerio de Industria (Artículo 10). La inscripción en este Registro constará de dos fases: una previa y una definitiva. Inscripción previa (Artículo 11): Se producirá de oficio, una vez que haya sido otorgada por la Comunidad Autónoma la condición de instalación de producción acogida al Régimen Especial. Con este objeto la Comunidad Autónoma competente deberá dar traslado en el plazo de un mes de esta resolución o de la inscripción de la instalación en el registro autonómico, a la Dirección General de Política Energética y Minas. La formalización de la inscripción, dará lugar a un número de identificación en el registro que será comunicado a la Comunidad Autónoma, para que ésta proceda a su notificación al interesado. La notificación será efectuada por la propia Dirección General de Política Energética y Minas, cuando ésta resulte competente. Esta inscripción previa será cancelada si en el plazo de dos años desde su notificación al interesado, éste no ha solicitado la inscripción definitiva (Artículo 13). Inscripción definitiva (Artículo 12): Se dirigirá al órgano correspondiente de la Comunidad Autónoma competente, o en su caso, a la Dirección General de Política Energética y Minas. Será acompañada del contrato firmado con la empresa distribuidora. Esta solicitud podrá presentarse simultáneamente con la solicitud del acta de puesta en marcha de la instalación. La Página 265

Comunidad Autónoma competente deberá comunicar en el plazo de un mes la resolución por la que se le otorga dicha condición, o bien proporcionar los datos para que la inscripción sea efectuada en el registro de la Dirección General de Política Energética y Minas, por ser este organismo el que tenga la competencia. En este caso, la inscripción definitiva será comunicada a la Comunidad Autónoma, para que ésta proceda a su notificación al solicitante y a la empresa distribuidora. La inscripción definitiva de la instalación será necesaria para la aplicación, a dicha instalación, del régimen económico regulado en este RD (Artículo 15). La energía eléctrica que pudiera haberse vertido a la red con anterioridad a la inscripción definitiva en el Registro, como consecuencia del funcionamiento en pruebas, será retribuida al 50% de la tarifa media de referencia de ese año. Dicho funcionamiento en pruebas deberá ser autorizado previamente, y su duración no será superior a tres meses (Artículo 15). Actualización de la documentación. Los titulares de las instalaciones inscritas en el registro citado con anterioridad, han de realizar periódicamente una actualización de la documentación. Para ello deberán enviar durante el primer trimestre de cada año, al órgano que autorizó la instalación, una memoria resumen según formato que indica el propio RD (Artículo 14 y Anexo IV). Cancelación. Página 266

La cancelación de la inscripción en el Registro procederá en caso de cese de la actividad como instalación de producción en régimen especial, revocación por el órgano competente del reconocimiento como instalación acogida al régimen especial o por revocación de la autorización de la instalación (Artículo 16). Contrato con la empresa distribuidora (Artículo 17). El titular entregará la energía eléctrica que produzca a la empresa distribuidora más próxima (Artículo 21). El titular de la instalación de producción acogida al régimen especial y la empresa distribuidora suscribirán un contrato, según el modelo establecido en la Resolución de 31 de mayo 2001 de la actual Dirección General de Política Energética y Minas, que tendrá una duración mínima de 5 años, y que incluirá como mínimo: - El punto de conexión y medida, indicando las características de los equipos de control, conexión, seguridad y medida. - Características de la energía cedida (potencia, previsiones de producción, consumo, venta, compra, etc.). - Causas de rescisión o modificación del contrato. - Condiciones económicas. - Condiciones de explotación de la interconexión. - Cobro de la energía entregada por el titular a la distribuidora, que deberá producirse dentro de los treinta días posteriores a la emisión de la factura correspondiente. Transcurrido este plazo comenzarían a devengarse intereses de demora, que serían el interés legal del dinero incrementado 1,5 puntos. Página 267

La empresa distribuidora tendrá la obligación de suscribir este contrato en el plazo de un mes a partir de la definición del punto y condiciones de conexión. La factura de energía eléctrica cedida a la empresa distribuidora y que reflejará la totalidad de la energía producida por la instalación FV, podrá realizarse mensualmente, en el modelo aprobado por la Dirección General de Política Energética y Minas en la mencionada Orden. Condiciones de la conexión a la red (Disposición transitoria tercera). La potencia total de la instalación FV conectada a la línea no superará el 50% de la capacidad de la línea en el punto de conexión, definida como la capacidad térmica de diseño de la línea en dicho punto y del 50% de la capacidad del transformador de distribución de la red a la que conecta. El titular solicitará el punto y condiciones de conexión que a su juicio sean los más apropiados, y el punto final de conexión se establecerá de mutuo acuerdo entre el titular y la empresa distribuidora (Disposición transitoria tercera, punto 2). Esta redacción del RD 436/2004 supone más flexibilidad que la redacción anterior, artículo 22 del RD 2818/98 que indicaba explícitamente que la medida se efectuaría inmediatamente antes del límite de conexión con la empresa distribuidora. Así pues, el titular solicitará a la empresa distribuidora el punto que considere más apropiado, y la empresa distribuidora notificará al titular la aceptación en el plazo de un mes o justificará otras alternativas. El titular en caso de no aceptar las alternativas, solicitará al órgano competente de la Comunidad Autónoma la resolución de la Página 268

discrepancia, que deberá producirse en el plazo máximo de tres meses. Los gastos de las instalaciones necesarias para la conexión serán a cargo del titular de la instalación de producción. La energía suministrada a la red de la empresa distribuidora deberá tener un factor de potencia cercano a la unidad (>0,9). La instalación deberá contar con un equipo de medida de energía eléctrica que pueda permitir su facturación y control de acuerdo con este RD. Si la medida se efectúa con una configuración que incluya el cómputo de pérdidas de energía, el titular y la empresa distribuidora deberán establecer un acuerdo para cuantificar dichas pérdidas, acuerdo que deberá quedar reflejado en el contrato (Artículo 21). Si el órgano competente apreciase circunstancias en la red de la empresa distribuidora adquirente que impidieran técnicamente la absorción de la energía producida, fijará un plazo para subsanarlas. Los gastos de las modificaciones en la red serán a cargo del titular de la instalación FV, salvo que no fuesen para su uso exclusivo, en cuyo caso correrán a cargo de ambas partes de mutuo acuerdo. En caso de discrepancias resolverá el órgano de la Administración competente. Los titulares que tengan sistemas en paralelo conectados a la red general, lo harán en un solo punto, salvo circunstancias justificadas y autorizadas por la Administración competente en cada CC. AA. Aún cuando se trate de titulares distintos, siempre que sea Página 269

posible se procurará que varias instalaciones productoras utilicen las mismas instalaciones de evacuación de la energía eléctrica. Otros derechos y obligaciones de los titulares (Artículo 18 y 19). Los titulares de las instalaciones FV tendrán los siguientes derechos: - Conectar en paralelo su sistema a la red de la compañía eléctrica distribuidora. - Transferir al sistema a través de la compañía distribuidora de electricidad toda su producción de energía eléctrica FV, siempre que técnicamente sea posible su absorción por la red, y percibir por ello los incentivos o prima previstos en el RD. Los titulares de las instalaciones FV tendrán las siguientes obligaciones: - Entregar toda la energía en las condiciones técnicas apropiadas para no producir trastornos en el normal funcionamiento del sistema. - Si la instalación es superior a 10 MW y no optan por acudir al mercado, se deberá comunicar a la distribuidora a partir del 1 de enero de 2005, una previsión de la energía eléctrica que se cederá a la red en los 24 periodos de cada día con al menos 30 horas de anticipación al inicio de ese día. Régimen económico. Para las instalaciones de hasta 100 kw, la retribución del kwh cedido a la red durante los primeros 25 años de vida de la instalación, será del 575% de la Tarifa Media Regulada (TMR) y 460% de la TMR durante el resto de la vida de la instalación (Art. 22.1.a y Art. 33), es decir se retribuirá por un precio fijo o tarifa regulada. Página 270

Para las instalaciones mayores de 100 kw, la retribución que obtienen los productores por la cesión de energía puede ser de dos formas, a elección del titular, con posibilidad de cambiar si se cambia de opinión: -La primera forma es como la anterior, un precio por el kwh cedido fijo (tarifa regulada) (Art. 22.1.a y Art. 33) del 300% de la TMR, los primeros 25 años, y 240% de la TMR durante el resto de la vida dela instalación. -La segunda es acudir al mercado eléctrico (Art. 22.1.b y Art. 33), en cuyo caso se retribuiría al Precio de Venta de la Electricidad (PVE) más una prima del 250% de la TMR más un incentivo del 10% de la TMR durante 25 años, y durante el resto de la vida de la instalación, se retribuiría al PVE más una Prima del 200% de la TMR más un incentivo del 10% de la TMR. La TMR para el año 2004 la indica el propio RD y era de 7,2072 céntimos de Euro (Disposición adicional sexta). Estas condiciones pueden cambiar cuando se hayan instalado en España 150 MW en energías renovables o de régimen especial (Art. 33), así mismo se revisará la retribución, incentivos y primas, el 31 de diciembre de 2006, y cada cuatro años a partir de esta fecha. Si las condiciones se revisan, entrarán en vigor el 1 de enero del segundo año posterior al año de la revisión, sin retroactividad para las instalaciones ya instaladas antes de este 1 de enero (Art. 40). Vigencia. Este Real Decreto entró en vigor el día 28 de marzo de 2004. Página 271

REAL DECRETO 1663/2000 DE 29 DE SEPTIEMBRE DE 2000. Sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión. La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico establece los principios de un nuevo modelo de funcionamiento basado en la libre competencia, impulsando también el desarrollo de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial. El Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración, desarrolla la Ley en este aspecto, estableciendo un nuevo marco de funcionamiento para este tipo de fuentes energéticas, entre las que se encuentra la energía solar fotovoltaica. En ese Real Decreto se recogen, entre otros aspectos, el procedimiento de inclusión de una instalación de producción de energía eléctrica en el régimen especial, su régimen económico o las condiciones de entrega de la energía eléctrica producida en esas instalaciones. En relación con el funcionamiento y conexión a las redes eléctricas, se establece en el artículo 20.1 que las instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria, energía solar, tendrán normas administrativas y técnicas para el funcionamiento y conexión a las redes eléctricas específicas respecto de las restantes instalaciones de régimen especial, respetando, en todo caso, los criterios generales que allí se recogen. De acuerdo con ello, el objeto de la presente disposición es efectuar el desarrollo de la Ley 54/1997, mediante el establecimiento de las condiciones administrativas y técnicas básicas de conexión a la red de baja tensión de las instalaciones solares Página 272

fotovoltaicas, teniendo en cuenta sus especiales características y con la finalidad de establecer una regulación específica que permita el desarrollo de esa actividad. Por último en esta norma se declara el carácter básico de la misma, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 149.1.25ª de la Constitución que atribuye al Estado la competencia para dictar las bases del régimen minero y energético. Ámbito de aplicación. El presente Real Decreto será de aplicación a las instalaciones fotovoltaicas de potencia nominal no superior a 100 kva y cuya conexión a la red de distribución se efectúe en baja tensión. A estos efectos, se entenderá por conexión en baja tensión aquélla que se efectúe en una tensión no superior a 1 kv. Definiciones. A los efectos del presente Real Decreto, se entenderá por: - Instalaciones fotovoltaicas: aquéllas que disponen de módulos fotovoltaicos (FV) para la conversión directa de la radiación solar en energía eléctrica, sin ningún tipo de paso intermedio. - Instalaciones fotovoltaicas interconectadas: aquéllas que normalmente trabajan en paralelo con la red de la empresa distribuidora. - Línea y punto de conexión y medida: la línea de conexión es la línea eléctrica mediante la cual se conectan las instalaciones fotovoltaicas con un punto de la red de la Página 273

empresa distribuidora o con la acometida del usuario, denominado punto de conexión y medida. - Interruptor automático de la interconexión: dispositivo de corte automático sobre el cual actúan las protecciones de la interconexión. - Interruptor general: dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar la instalación fotovoltaica de la red de la empresa distribuidora. - Potencia de la instalación fotovoltaica o potencia nominal: es la suma de la potencia de los inversores que intervienen en las tres fases de la instalación en condiciones nominales de funcionamiento. A los efectos de lo previsto en el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración, y en el Decreto 2413/1993, de 20 de septiembre por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, la potencia nominal será considerada como potencia instalada. - Titular de la instalación: Persona física o jurídica que ostenta legalmente los derechos y obligaciones derivados de la inclusión de la instalación en el régimen especial de producción de energía eléctrica, pudiendo ser, de acuerdo con el Real Decreto 2818/1998, el propietario, el arrendatario o el titular de cualquier otro derecho que le vincule con la explotación de la instalación. Los instaladores autorizados para las instalaciones a que se refiere este Real Decreto, así como el procedimiento para la obtención del correspondiente certificado de profesionalidad, son los regulados en el Real Decreto 2224/1998, de 16 de octubre, por el que se establece el certificado de profesionalidad de la ocupación de instalador de Página 274

sistemas fotovoltaicos y eólicos de pequeña potencia, sin perjuicio de la normativa autonómica que resulte de aplicación. En tanto no se desarrolle el Real Decreto 2224/1998 se aplicará el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, aprobado por Decreto 2413/1973, de 20 de septiembre. (El citado R.D. 2224/1998 a que se refiere, ha quedado ya desarrollado mediante el nuevo R.D. 1506/2003, de 28 de noviembre, por el que se establecen las directrices de los certificados de profesionalidad ). Solicitud. El titular de la instalación o, en su caso, el que pretenda adquirir esta condición, solicitará a la empresa distribuidora el punto y condiciones técnicas de conexión necesarias para la realización del proyecto o documentación técnica de la instalación, según corresponda en función de la potencia instalada. La solicitud se acompañará de la siguiente información: - Nombre, dirección, teléfono u otro medio de contacto. - Situación de la instalación. - Esquema unifilar de la instalación, que podrá tomar como base el recogido en el anexo de este Real Decreto. - Punto propuesto para realizar la conexión. - Características técnicas de la instalación entre las que se incluirá la potencia pico del campo de paneles y potencia nominal de la instalación; descripción, modos de conexión y características del inversor o inversores; y descripción de los dispositivos de protección y elementos de conexión previstos. Página 275

En el caso de que resulte necesaria la presentación de alguna documentación adicional, la empresa distribuidora la solicitará en el plazo de 10 días a partir de la recepción de la solicitud, justificando la procedencia de tal petición. Determinación de las condiciones técnicas de la conexión. 1. En el plazo de un mes a partir de la recepción de la solicitud, la empresa distribuidora notificará al solicitante su propuesta relativa a las condiciones de conexión, incluyendo, al menos, los siguientes extremos: - Punto de conexión y medida propuesto. - Tensión nominal máxima y mínima de la red en el punto de conexión. - Potencia de cortocircuito esperada en explotación normal en el punto de conexión. - Potencia nominal máxima disponible de conexión en ese punto, en relación con la capacidad de transporte de la línea o, en su caso, con la capacidad de transformación del centro de transformación. - En el caso de que el punto de conexión y medida para la cesión de energía por parte del titular de la instalación sea diferente del de recepción, informe justificativo de esta circunstancia. 2. En el caso de que la potencia nominal máxima disponible de conexión sea inferior a la potencia de la instalación fotovoltaica, la empresa distribuidora deberá determinar los elementos concretos de la red que precisa modificar para igualar ambas potencias. Los gastos de las modificaciones irán a cargo del titular de la instalación, salvo que no fueran exclusivamente para su servicio, en cuyo caso se repartirían de mutuo acuerdo. Página 276

En caso de discrepancia la Administración competente resolverá en un plazo máximo de tres meses desde que le fuera solicitada su intervención. 3. Si la empresa distribuidora no efectuase la notificación en plazo a que se refiere este artículo, el interesado podrá solicitar la intervención de la Administración competente que procederá al requerimiento de la remisión de los datos mencionados. La Administración competente dará traslado de esta información al titular de la instalación. La falta de requerimiento de los datos solicitados en un plazo de quince días a partir de la notificación de su reclamación por parte de la Administración competente podrá considerarse infracción administrativa, de acuerdo con los artículos 60.11 y 61.1 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. 4. La propuesta efectuada por la empresa distribuidora sobre el punto y condiciones de conexión, mantendrá su vigencia durante el plazo de un año desde la fecha de notificación al titular de la instalación. 5. En caso de disconformidad con las condiciones propuestas por la empresa distribuidora, el solicitante podrá, de acuerdo con el artículo 20.2 del Real Decreto 2818/1998, dirigirse a la Administración competente para que ésta proceda a la resolución de la discrepancia estableciendo las condiciones que las partes habrán de respetar. La resolución deberá producirse en el plazo máximo de tres meses a contar desde que le fuera solicitada. Para la resolución del conflicto se atenderá preferentemente al criterio de originar el menor coste posible al titular de la instalación, cumpliendo los requisitos técnicos establecidos. Página 277

Celebración del contrato. 1. El titular de la instalación y la empresa distribuidora suscribirán un contrato por el que se regirán las relaciones técnicas y económicas entre ambos. El modelo de contrato tipo será el establecido por la Dirección General de Política Energética y Minas, de acuerdo con lo previsto en el artículo 17 del Real Decreto 2818/1998. 2. Una vez acordado el punto y las condiciones de conexión, la empresa distribuidora tendrá la obligación de suscribir este contrato en el plazo máximo de un mes desde que para ello fuese requerida por el solicitante. 3. Cualquier discrepancia sobre el contrato que se vaya a suscribir, será resuelta por la Administración competente en el plazo máximo de un mes, desde la solicitud de intervención de una de las partes. Conexión a la red y primera verificación. 1. Una vez superadas las pruebas de la instalación realizadas por el instalador autorizado, éste emitirá un boletín de características principales de la instalación y de superación de dichas pruebas. Si para la realización de pruebas fuera necesaria conectar la instalación fotovoltaica a la red, esta conexión tendrá carácter provisional debiéndose comunicar a la empresa distribuidora. Página 278

2. Una vez realizada la instalación, suscrito el contrato y tramitado el boletín de superación de las pruebas de la instalación, el titular de la instalación podrá solicitar a la empresa distribuidora la conexión a la red, para lo que será necesaria la presentación del boletín. 3. La empresa distribuidora podrá realizar en cualquier momento una primera verificación en aquellos elementos que afecten a la regularidad y seguridad de suministro, por la que percibirá del titular de la instalación, el pago de los derechos previstos en la normativa vigente. 4. Transcurrido un mes desde la solicitud de conexión a la red sin que se opongan reparos por la empresa distribuidora, el titular de la instalación podrá efectuar la conexión con la red de distribución. 5. La empresa distribuidora remitirá al órgano competente de la Administración, con copia a la Comisión Nacional de Energía, durante el primer mes de cada año una relación de las instalaciones puestas en servicio durante el año anterior en su ámbito territorial, con expresión para cada una de ellas del titular, emplazamientos y potencia pico y nominal. 6. Si como consecuencia de la verificación, la empresa distribuidora encontrase alguna incidencia en los equipos de interconexión o en la propia instalación informará, si procede, al titular de la instalación sobre las mismas, concediéndole un período suficiente para que proceda a solucionarlas. Página 279

7. En caso de disconformidad, el titular de la instalación o la empresa distribuidora podrán solicitar las inspecciones precisas y la decisión del órgano correspondiente de la Administración competente, que en el caso de que la conexión con la red de distribución no se haya realizado, deberá resolver en un plazo máximo de un mes desde que se formule dicha solicitud. Obligaciones del titular de la instalación. 1. El titular de la instalación fotovoltaica es responsable de mantener la instalación en perfectas condiciones de funcionamiento, así como de los aparatos de protección e interconexión. Las empresas distribuidoras podrán proponer a la Administración competente para su aprobación, programas de verificaciones de los elementos de instalaciones que puedan afectar a la regularidad y seguridad en el suministro, para ser realizados por ellas mismas, sin perjuicio de otros programas de verificaciones que puedan establecerse por las autoridades competentes en el ejercicio de sus competencias. Estas verificaciones dentro del programa de verificaciones que las empresas distribuidoras podrán voluntariamente proponer, serán a cargo de las mismas. 2. En el caso de que se haya producido una avería en la red o una perturbación importante relacionada con la instalación y justificándolo previamente, la empresa distribuidora podrá verificar la instalación sin necesidad de autorización previa de la autoridad competente. A estos efectos se entenderá por perturbación importante aquella que afecte a la red de distribución haciendo que el suministro a los usuarios no alcance los límites de calidad del producto establecidos para este caso por la normativa vigente. Página 280

3. En el caso de que una instalación fotovoltaica perturbe el funcionamiento de la red de distribución, incumpliendo los límites establecidos de compatibilidad electromagnética, de calidad de servicio o de cualquier otro aspecto recogido en la normativa aplicable, la empresa distribuidora lo comunicará a la Administración competente y al titular de la instalación, al objeto de que por éste se proceda a subsanar las deficiencias en el plazo máximo de 72 horas. Si transcurrido dicho plazo persisten las incidencias, la empresa distribuidora podrá proceder a la desconexión de la instalación, dando cuenta de forma inmediata a la Administración competente. En este supuesto, una vez eliminadas las causas que provocan las perturbaciones, para proceder a la conexión de la instalación a la red el titular de la instalación deberá presentar a la empresa eléctrica y a la Administración competente la justificación correspondiente firmada por un técnico competente o un instalador autorizado, según proceda, en la que, en su caso, se describirá la revisión efectuada. En caso de falta de acuerdo, entre el titular de la instalación y la empresa distribuidora respecto a la existencia y la causa de las perturbaciones, podrá someterse el conflicto por una de las partes a la Administración competente para que por ésta se resuelva en el plazo de un mes. 4. El titular de la instalación deberá disponer de un medio de comunicación que ponga en contacto, de forma inmediata, los centros de control de la red de distribución con los responsables del funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas. Condiciones técnicas de carácter general. Página 281

1. El funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas a que se refiere el presente Real Decreto no deberá provocar en la red averías, disminuciones de las condiciones de seguridad ni alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que, de acuerdo con la disposición adicional única del presente Real Decreto, 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. 2. En el caso de que la línea de distribución se quede desconectada de la red, bien sea por trabajos de mantenimiento requeridos por la empresa distribuidora o por haber actuado alguna protección de la línea, las instalaciones fotovoltaicas no deberán mantener tensión en la línea de distribución. 3. Las condiciones de conexión a la red se fijarán en función de la potencia de la instalación fotovoltaica, con objeto de evitar efectos perjudiciales a los usuarios con cargas sensibles. 4. Para establecer el punto de conexión a la red de distribución se tendrá en cuenta la capacidad de transporte de la línea, la potencia instalada en los centros de transformación y las distribuciones en diferentes fases de generadores en régimen especial provistos de inversores monofásicos. Página 282

5. En el circuito de generación hasta el equipo de medida no podrá intercalarse ningún elemento de generación distinto del fotovoltaico, ni de acumulación o de consumo. 6. En el caso de que una instalación fotovoltaica se vea afectada por perturbaciones de la red de distribución, se aplicará la normativa vigente sobre calidad del servicio. Condiciones específicas de interconexión. 1. Se podrán interconectar instalaciones fotovoltaicas en baja tensión siempre que la suma de sus potencias nominales no exceda de 100 kva. La suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a una línea de baja tensión no podrá superar la mitad de la capacidad de transporte de dicha línea en el punto de conexión, definida como capacidad térmica de diseño de la línea en dicho punto. En el caso de que sea preciso realizar la conexión en un centro de transformación, la suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a ese centro no podrá superar la mitad de la capacidad de transformación instalada para ese nivel de tensión. En caso de desacuerdo será de aplicación lo previsto en el artículo 4.5 de este Real Decreto. 2. Si la potencia nominal de la instalación fotovoltaica a conectar a la red de distribución es superior a 5 kw, la conexión de la instalación fotovoltaica a la red será trifásica. Dicha conexión se podrá realizar mediante uno o más inversores monofásicos de hasta 5 kw, a las diferentes fases, o directamente un inversor trifásico. 3. En la conexión de una instalación fotovoltaica, la variación de tensión provocada por la conexión y desconexión de la instalación fotovoltaica no podrá ser superior al 5 por Página 283

100 y no deberá provocar, en ningún usuario de los conectados a la red la superación de los límites indicados en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. 4. El factor de potencia de la energía suministrada a la empresa distribuidora debe ser lo más próximo posible a la unidad. Las instalaciones fotovoltaicas conectadas en paralelo con la red deberán tomar las medidas necesarias para ello o, en su caso, llegar a un acuerdo sobre este aspecto con la empresa distribuidora. Medidas y facturación. 1. Cuando existan consumos eléctricos en el mismo emplazamiento que la instalación fotovoltaica, éstos se situarán en circuitos independientes de los circuitos eléctricos de dicha instalación fotovoltaica y de sus equipos de medida. La medida de tales consumos se realizará con equipos propios e independientes que servirán de base para su facturación. El contador de salida tendrá capacidad de medir en ambos sentidos, y en su defecto se conectará entre el contador de salida y el interruptor general, un contador de entrada. La energía eléctrica que el titular de la instalación facturará a la empresa distribuidora, será la diferencia entre la energía eléctrica de salida menos la de entrada a la instalación fotovoltaica. En el caso de instalación de dos contadores no será necesario contrato de suministro para la instalación fotovoltaica. Todos los elementos integrantes del equipo de medida, tanto los de entrada como los de salida de energía, serán precintados por la empresa distribuidora. El instalador autorizado sólo podrá abrir los precintos con el consentimiento escrito de la empresa distribuidora. No obstante, en caso de peligro pueden retirarse los precintos Página 284

sin consentimiento de la empresa eléctrica; siendo en este caso obligatorio informar a la empresa distribuidora con carácter inmediato. 2. La colocación de los contadores y de los equipos de medida y en su caso de los dispositivos de conmutación horaria que se pudieran requerir, y las condiciones de seguridad estarán de acuerdo a la MIE BT O15. Los puestos de los contadores se deberán señalizar de forma indeleble, de manera que la asignación a cada titular de la instalación quede patente sin lugar a confusión. Además se indicará, para cada titular de la instalación, si se trata de un contador de entrada de energía procedente de la empresa distribuidora o de un contador de salida de energía de la instalación fotovoltaica. Los contadores se ajustarán a la normativa metrológica vigente y su precisión deberá ser como mínimo la correspondiente a la de clase de precisión 2, regulada por el RD 875/1984, de 28 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento para la aprobación de modelo y verificación primitiva de contadores de uso corriente (Clase 2) en conexión directa, nueva, a tarifa simple o a tarifas múltiples, destinadas a la medida de la energía en corriente monofásica o polifásica de frecuencia 50 Hz. 3. Las características del equipo de medida de salida serán tales que la intensidad correspondiente a la potencia nominal de la instalación fotovoltaica se encuentre entre el 50% de la intensidad nominal y la intensidad máxima de precisión de dicho equipo. 4. Cuando el titular de la instalación se acoja al modo de facturación que tiene en cuenta el precio final horario medio del mercado de producción de energía eléctrica, definido en el apartado 1 del artículo 24 del Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre (BOE Página 285

del 30), serán de aplicación el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica, y sus disposiciones de desarrollo. Protecciones. El sistema de protecciones deberá cumplir las exigencias previstas en la reglamentación vigente. Este cumplimiento deberá ser acreditado adecuadamente en la documentación relativa a las características de la instalación a que se refiere el artículo 3, incluyendo 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. Este interruptor será accesible a la empresa distribuidora en todo momento, con objeto de poder realizar la desconexión manual. 2. Interruptor automático diferencial con el fin de proteger a las personas en el caso de derivación de algún elemento de la parte continua de la instalación. 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, junto a un relé de enclavamiento. 4. Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 Um y 0,85 Um respectivamente). Página 286

5. Estas protecciones podrán ser precintadas por la empresa distribuidora, tras las verificaciones a las que hacen referencia los artículos 6 y 7. 6. El rearme del sistema de conmutación y, por tanto, de la conexión con la red de baja tensión de la instalación fotovoltaica será automático, una vez restablecida la tensión de red por la empresa distribuidora. 7. Podrán integrarse en el equipo inversor las funciones de protección de máxima y mínima tensión y de máxima y mínima frecuencia y en tal caso las maniobras automáticas de desconexión-conexión serán realizadas por éste. En este caso sólo se precisará disponer adicionalmente de las protecciones de interruptor general manual y de interruptor automático diferencial, si se cumplen las siguientes condiciones: - Las funciones serán realizadas mediante un contactor cuyo rearme será automático, una vez se restablezcan las condiciones normales de suministro de la red. - El contactor, gobernado normalmente por el inversor, podrá ser activado manualmente. - El estado del contactor (ON/OFF), deberá señalizarse con claridad en el frontal del equipo, en un lugar destacado. - En caso de que no se utilicen las protecciones precintables para las interconexiones de máxima y mínima frecuencia y de máxima y mínima tensión mencionadas en este artículo, el fabricante del inversor deberá certificar: Página 287

* Los valores de tara de tensión. * Los valores de tara de frecuencia. * El tipo y características de equipo utilizado internamente para la detección de fallos (modelo, marca, calibración, etc.). *Que el inversor ha superado las pruebas correspondientes en cuanto a los límites establecidos de tensión y frecuencia. Mientras, que de acuerdo con la Disposición final segunda del presente Real Decreto, no se hayan dictado las instrucciones técnicas, se aceptarán a todos los efectos los procedimientos establecidos y los certificados realizados por los propios fabricantes de los equipos. - En caso de que las funciones de protección sean realizadas por un programa de software de control de operaciones, los precintos físicos serán sustituidos por certificaciones del fabricante del inversor, en las que se mencione explícitamente que dicho programa no es accesible para el usuario de la instalación. Condiciones de puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas. La puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas interconectadas se hará siempre de forma que no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa distribuidora, asegurando que no se produzcan transferencias de defectos a la red de distribución. La instalación deberá disponer de una separación galvánica entre la red de distribución de baja tensión y las instalaciones fotovoltaicas, bien sea por medio de un transformador Página 288

de aislamiento o cualquier otro medio que cumpla las mismas funciones, con base en el desarrollo tecnológico. Las masas de la instalación fotovoltaica estarán conectadas a una tierra independiente de la del neutro de la empresa distribuidora de acuerdo con el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, así como de las masas del resto del suministro. Armónicos y compatibilidad electromagnética. Los niveles de emisión e inmunidad deberán cumplir con la reglamentación vigente, incluyéndose en la documentación mencionada en el artículo 3 los certificados que así lo acrediten. En todo lo no previsto por el presente Real Decreto, las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión se regirán por el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre y por los reglamentos y demás disposiciones en vigor que les resulten de aplicación. No obstante, no les resultará aplicable la Orden del Ministerio de Industria y Energía de 5 de septiembre de 1985 sobre normas administrativas y técnicas para el funcionamiento y conexión a las redes eléctricas de centrales hidroeléctricas de hasta 5.000 kva y centrales de autogeneración eléctrica. Las instalaciones fotovoltaicas no vendrán obligadas a cumplir otros requisitos técnicos que los que vengan exigidos por la normativa a que se refiere el párrafo anterior. n) El presente Real Decreto entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el Boletín Oficialdel Estado. Dado en Madrid a 29 de septiembre de 2000. Página 289

RESOLUCIÓN GENEREL DE POLÍTICA ENERGÉTICA Y MINAS, de 31 de mayo de 2001. Por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. Visto el artículo 17 del Real Decreto 2818/1998, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración, en el que se dispone el establecimiento de un modelo de contrato tipo y modelo de factura para este tipo de instalaciones. Resultando que las instalaciones del ámbito de aplicación del Real Decreto 1663/2000, también están en el ámbito de aplicación del Real Decreto 2818/1998. Se resuelve establecer el modelo de contrato tipo y de factura para las instalaciones solares fotovoltaicas a las que son de aplicación el Real Decreto 1663/2000, que figura en el anexo único de dicha Resolución. Condiciones generales de entrega de la energía eléctrica. 1. La energía eléctrica producida por el titular será entregada a la red de la ED a través de la conexión establecida al efecto. La ED viene obligada a adquirir la energía eléctrica de dicha instalación con arreglo a las condiciones y requisitos que se establecen en la legislación vigente. Página 290

2 El titular se abstendrá de ceder a terceros la energía eléctrica producida por la instalación. 3 Toda la energía al amparo del presente contrato será computada a la ED a los efectos de lo dispuesto en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, obligándose al titular a facilitar cuantos datos sean necesarios para esta consideración. 4 Este contrato se regirá de acuerdo a los Reales Decretos 1663/2000 y 2818/1998. Condiciones técnicas de la instalación. Condiciones de explotación de la instalación 1. El titular se compromete a mantener todas las instalaciones en perfectas condiciones de funcionamiento y especialmente los aparatos de protección e interconexión, siendo responsable de los daños y perjuicios de toda índole que pudiera ocasionarle a las instalaciones, aparatos o personal de la ED. 2. La ED sólo podrá cortar la interconexión y suspender la absorción de energía cuando en la red eléctrica se produzcan situaciones que lo justifiquen debido a trabajos programados, causas de fuerza mayor u otras situaciones que contemple la legislación vigente. Cuando puedan ser conocidas con anterioridad estas circunstancias deberán ser comunicadas al titular con la debida antelación y tan pronto como le sea posible. La ED podrá restablecer la tensión sin previo aviso. Página 291

3. El titular se obliga a informar a la ED tan pronto como le sea posiblemente de cualquier anormalidad detectada en sus instalaciones que puedan afectar a la red eléctrica. 4. El personal autorizado previamente por la ED podrá acceder al recinto o recintos donde están ubicados los equipos que afecten a la interconexión y medida. Condiciones económicas 1.Como texto de esta cláusula se incluirá una sola de las dos siguientes alternativas. - Alternativa 1, precio fijo: Las condiciones económicas que rigen el presente contrato vienen establecidas en el Real Decreto 2818/1998. Se opta por percibir un precio total fijo que para grupo b.1 se establece el apartado 3 del artículo 28 del citado Real Decreto, sin perjuicio de lo establecido en el artículo 15.2 del mismo Real Decreto referido al periodo de pruebas de la instalación. - Alternativa 2, precios finales horarios medios de mercado valle y punta: Las condiciones económicas que rigen el presente contrato vienen establecidas en el Real Decreto 2818/1998. Se opta por percibir la remuneración que se define en el artículo 26 del Real Decreto 2818/1998 adoptando los precios de mercado establecidos en el apartado 3 del artículo 24 del citado Real Decreto e incorporando la prima que para el grupo b.1 se establece en el apartado 1 del artículo 28 del citado Real Decreto Página 292

sin perjuicio de lo establecido en el artículo 15.2 del mismo Real Decreto referido al periodo de pruebas de la instalación 2. La facturación de la energía entregada se efectuará por meses naturales. El titular o el representante autorizado por éste enviará a ED la factura correspondiente al periodo indicando la lectura del contador de final de mes y del mes precedente. El pago de la energía entregada por el titular a la ED se producirá dentro del periodo de treinta días posteriores a la emisión y envío de dicha factura. 3. Las facturas serán presentadas según el modelo que figura en el anexo II de este contrato. 4. La opción al cambio de modalidad de facturación (precio fijo o precio de mercado) no podrá ser ejercida por el titular antes de que transcurra un año desde el establecimiento o última actualización de la misma. Causas de resolución o modificación del contrato. 1. La eficacia del presente contrato quedará supeditada a las autorizaciones administrativas correspondientes que marque la legislación vigente sobre las instalaciones de producción y enlace. Asimismo, la eficacia del presente contrato quedará supeditada a la inscripción definitiva en el correspondiente Registro Administrativo de Instalaciones de Producción en Régimen Especial, salvo lo estipulado en el artículo 15.2 del Real Decreto 2818/1998, relativo al periodo de pruebas. Página 293

2. Será causa de resolución automática del mismo el incumplimiento de las cláusulas anteriores así como el incumplimiento de los preceptos del Real Decreto 2818/1998, el mutuo acuerdo entre las partes, la cancelación de la inscripción en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción en Régimen Especial, el cese de la actividad como instalación de producción de régimen especial o por denuncia del mismo en los términos del apartado VI. 3. El contenido de las anteriores cláusulas quedará sujeto a las modificaciones impuestas por la normativa legal. En el caso de que dicha normativa legal diese posibilidad al titular de acogerse o no a la misma, ambas partes pactan, expresamente, someterse al criterio al respecto del titular. Duración e interpretación del contrato. 1. La duración mínima de este contrato será de cinco años a partir de su entrada en vigor, al término de los cuales se considerará prorrogado anualmente si no manifestase alguna de las partes, por escrito, su voluntad de resolverlo, con un mínimo de tres meses de antelación a la fecha de su vencimiento o de cualquiera de sus prórrogas. 2. Las aclaraciones, dudas o discrepancias que pudiesen surgir en la aplicación o interpretación de lo estipulado en el presente contrato, se resolverá de mutuo acuerdo entre las partes contratantes. En su defecto, las cuestiones planteadas se someterán al dictamen del órgano competente de la Administración en esta materia. 3. En caso de litigio, ambas partes se someten a los Tribunales ordinarios correspondientes a la ubicación de la instalación fotovoltaica. Página 294

4.4 Marco Jurídico. Contadores Entorno Legal: Los mecanismos de competencia introducidos por la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, exigen la implantación de un sistema de medidas homogéneo y efectivo de los tránsitos de energía entre las diversas actividades eléctricas. A tales efectos, mediante el Real Decreto 2018/1997, por el que se aprueba, y el Real Decreto 385/2002, por el que se modifica, el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica por el que se establece la instalación de nuevos equipos de medida en las fronteras entra las diferentes actividades de generación, transporte y distribución, en los límites de las zonas de distribución, en las interconexiones internacionales y en los puntos de conexión a la red de los consumidores cualificados. En resumen, la legislación aplicable será la siguiente: Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. R.D. 2018/1997 y 385/2002 Reglamento de Puntos de Medida. Página 295

R.D. 2366/1994 sobre regulación de la Autoproducción para régimen transitorio. R.D. 2818/1998 sobre regulación de la Autoproducción. R.D. 1164/2001 Tarifas de Acceso. R.D. 2821/1998 Tarifas Generales. El conjunto de normas técnicas que definen las características funcionales de los citados equipos de medida está contenido, fundamentalmente, en las Instrucciones Técnicas Complementarias del REBT. Página 296

4.5. Extracto REBT Los elementos que componen la instalación son: Generador fotovoltaico: Transforma la energía del sol en energía eléctrica, que se envía a la red. Inversor: Transforma la corriente continua producida por los paneles en corriente alterna de las mismas características que la de la red eléctrica. Contadores: Un contador principal mide la energía producida (kwh) y enviada a la red, para que pueda ser facturada a la compañía a los precios autorizados. Cableado: Calculo de las líneas de de C.C. y C.A. en BT. Protecciones. Puesta a tierra. Accesorios: Armarios, bandejas. Página 297

Un sistema fotovoltaico conectado a red es un sistema de producción de energía eléctrica y, dadas las tensiones habituales en la parte de corriente continua y corriente alterna, se trata de una instalación eléctrica de baja tensión. En nuestro caso debido a la potencia total instalada es un sistema trifásico para instalación a red de BT. Debe disponer de las conexiones, aparamenta y protecciones adecuadas, cumpliendo el Reglamento Electrotécnico de Baja tensión. RESUMEN DE LAS INSTRUCCIONES TÉCNICAS COMPLEMENTARIAS DEL REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO DE BAJA TENSIÓN APLICABLES A LA INSTRALACION. NOTA : Se mantendrá en cada la ITC la numeración propia del Reglamento para posteriores referencias. ITC BT 06.Redes aéreas para distribución en Baja Tensión.. 1. Conductores Los conductores utilizados en las redes aéreas serán de cobre, aluminio o de otros materiales o aleaciones que posean características eléctricas y mecánicas adecuadas y serán preferentemente aislados 1.1.1 Conductores aislados Página 298

Los conductores aislados serán de tensión asignada no inferior a 0,6/1 kv tendrán un recubrimiento tal que garantice una buena resistencia a las acciones de la intemperie y deberán satisfacer las exigencias especificadas en la norma UNE 21.030. EJECUCIÓN DE LAS INSTALACIONES 3.1 Instalación de conductores aislados Los conductores dotados de envolventes aislantes, cuya tensión nominal sea inferior a 0,6/1 kv se considerarán, a efectos de su instalación, como conductores desnudos. (Apartado 3.2). Los conductores aislados de tensión nominal 0,6/1 kv. (UNE 21.030) podrán instalarse como: 3.1.1 Cables posados Directamente posados sobre fachadas o muros, mediante abrazaderas fijadas a los mismos y resistentes a las acciones de la intemperie. Los conductores se protegerán adecuadamente en aquellos lugares en que puedan sufrir deterioro mecánico de cualquier índole. En los espacios vacíos (cables no posados en fachada o muro) los conductores tendrán la condición de tensados y se regirán por lo indicado en el apartado 3.1.2. En general deberá respetarse una altura mínima al suelo de 2,5 metros. Lógicamente, si se produce una circunstancia particular como la señalada en el párrafo anterior, la altura mínima deberá ser la señalada en los puntos 3.1.2 y 3.9 para cada caso en particular. En los recorridos por debajo de ésta altura mínima al suelo (por ejemplo, para acometidas) deberán protegerse mediante elementos adecuados, conforme a los indicado en el Página 299

apartado 1.2.1 de la ITC -BT 11, evitándose que los conductores pasen por delante de cualquier abertura existente en las fachadas o muros. En las proximidades de aberturas en fachadas deben respetarse las siguientes distancias mínimas: - Ventanas: 0,30 metros al borde superior de la abertura y 0,50 metros al borde inferior y bordes laterales de la abertura. - Balcones: 0,30 metros al borde superior de la abertura y 1,00 metros a los bordes laterales del balcón. Se tendrán en cuenta la existencia de salientes o marquesinas que puedan facilitar el posado de los conductores, pudiendo admitir, en éstos casos, una disminución de las distancias antes indicadas. Así mismo se respetará una distancia mínima de 0,05 metros a los elementos metálicos presentes en las fachadas, tales como escaleras, a no ser que el cable disponga de una protección conforme a lo indicado en el apartado 1.2.1 de la ITC BT 11. 3.1.2 Cables tensados Los cables con neutro fiador, podrán ir tensados entre piezas especiales colocadas sobre apoyos, fachadas o muros, con una tensión mecánica adecuada, sin considerar a éstos efectos el aislamiento como elemento resistente. Para el resto de los cables tensados se utilizarán cables fiadores de acero galvanizado, cuya resistencia a la rotura será, como mínimo, de 800 dan, y a los que se fijarán mediante abrazaderas u otros dispositivos apropiados los conductores aislados. Distancia al suelo: 4 m, salvo lo especificado en el apartado 3.9 para cruzamientos. Página 300

Empalmes y conexiones de conductores. Condiciones mecánicas y eléctricas de los mismos. Los empalmes y conexiones de conductores se realizarán utilizando piezas metálicas apropiadas, resistentes a la corrosión, y que aseguren un contacto eléctrico eficaz, de modo que en ellos, la elevación de temperatura no sea superior a la de los conductores. Los empalmes deberán soportar sin rotura ni deslizamiento del conductor, el 90 por ciento de su carga de rotura. No es admisible realizar empalmes por soldadura o por torsión directa de los conductores. En los empalmes y conexiones de conductores aislados, o de éstos con conductores desnudos, se utilizarán accesorios adecuados, resistentes a la acción de la intemperie y se colocarán de tal forma que eviten la penetración de la humedad en los conductores aislados. Las derivaciones se conectarán en las proximidades de los soportes de línea, y no originarán tracción mecánica sobre la misma. Con conductores de distinta naturaleza, se tomarán todas las precauciones necesarias para obviar los inconvenientes que se derivan de sus características especiales, evitando la corrosión electrolítica mediante piezas adecuadas. 3.4 Sección mínima del conductor neutro Dependiendo del número de conductores con que se haga la distribución la sección mínima del conductor neutro será: a) Con dos o tres conductores: igual a la de los conductores de fase. b) Con cuatro conductores: la sección de neutro será como mínimo, la de la tabla 1 de la ITC-BT-07, con un mínimo de 10 mm2 para cobre y de 16 mm2 para aluminio. En caso de utilizar conductor neutro de aleaciones de aluminio (por ejemplo Página 301

ALMELEC), la sección a considerar será la equivalente, teniendo en cuenta las conductividades de los diferentes materiales. 3.5 Identificación del conductor neutro El conductor neutro deberá estar identificado por un sistema adecuado. En las líneas de conductores desnudos se admite que no lleve identificación alguna cuando éste conductor tenga distinta sección o cuando esté claramente diferenciado por su posición. 3.6 Continuidad del conductor neutro El conductor neutro no podrá ser interrumpido en las redes de distribución, salvo que ésta interrupción sea realizada con alguno de los dispositivos siguientes: a) Interruptores o seccionadores omnipolares que actúen sobre el neutro y las fases al mismo tiempo (corte omnipolar simultáneo), o que conecten el neutro antes que las fases y desconecten éstas antes que el neutro. b) Uniones amovibles en el neutro próximas a los interruptores o seccionadores de los conductores de fase, debidamente señalizadas, y que sólo puedan ser maniobradas mediante herramientas adecuadas, no debiendo, en éste caso, ser seccionado el neutro sin que lo estén previamente las fases, ni conectadas éstas sin haberlo sido previamente el neutro. INTENSIDADES MÁXIMAS ADMISIBLES POR LOS CONDUCTORES. 4.1 Generalidades. Las intensidades máximas admisibles que figuran en los siguientes apartados de esta Página 302

Instrucción, se aplican a los cables aislados de tensión asignada de 0,6/1 kv y a los conductores desnudos utilizados en redes aéreas. 4.2 Cables formados por conductores aislados con polietileno reticulado (XLPE), en haz, a espiral visible. Satisfarán las exigencias especificadas en UNE 21.030. 4.2.1 Intensidades máximas admisibles En las tablas 3, 4 y 5 figuran las intensidades máximas admisibles en régimen permanente, para algunos de estos tipos de cables, utilizados en condiciones normales de instalación. Se definen como condiciones normales de instalación las correspondientes a un solo cable, instalado al aire libre, y a una temperatura ambiente de 40ºC. Para condiciones de instalación diferentes u otras variables a tener en cuenta, se aplicarán los factores de corrección definidos en el apartado 4.2.2. 4.2.2 Factores de corrección Instalación expuesta directamente al sol. Página 303

En zonas en las que la radiación solar es muy fuerte, se deberá tener en cuenta el calentamiento de la superficie de los cables con relación a la temperatura ambiente, por lo que en estos casos se aplica un factor de corrección 0,9 o inferior, tal como recomiendan las normas de la serie UNE 20.435. Factores de corrección por agrupación de varios cables. En la tabla 6 figuran los factores de corrección de la intensidad máxima admisible, en caso de agrupación de varios cables en haz al aire. Estos factores se aplican a cables separados entre sí, una distancia comprendida entre un diámetro y un cuarto de diámetro en tendidos horizontales con cables en el mismo plano vertical. Para otras separaciones o agrupaciones consultar la norma UNE 21.144-2-2 A efectos de cálculo se considera como diámetro de un cable en haz, 2,5 veces el diámetro del conductor de fase. Factores de corrección en función de la temperatura ambiente. Página 304

En la tabla 7 figuran los factores de corrección para temperaturas diferentes a 40ºC. 4.2.3 Intensidades máximas de cortocircuito admisible en los conductores de los cables. En la tabla 8 y 9 se indican las intensidades de cortocircuito admisibles, en función de los diferentes tiempos de duración del cortocircuito. 4.3 Conductores desnudos de cobre y aluminio. Las intensidades máximas admisibles en régimen permanente serán las obtenidas por aplicación de la tabla siguiente: ITC BT 07 Redes subterráneas para distribución en Baja Tensión. 1. Cables Página 305

Los conductores de los cables utilizados en las líneas subterráneas serán de cobre o de aluminio y estarán aislados con mezclas apropiadas de compuestos poliméricos. Estarán además debidamente protegidos contra la corrosión que pueda provocar el terreno donde se instalen y tendrán la resistencia mecánica suficiente para soportar los esfuerzos a que puedan estar sometidos. Los cables podrán ser de uno o más conductores y de tensión asignada no inferior a 0,6/1 kv, y deberán cumplir los requisitos especificados en la parte correspondiente de la Norma UNE-HD 603. La sección de estos conductores será la adecuada a las intensidades y caídas de tensión previstas. Dependiendo del número de conductores con que se haga la distribución, la sección mínima del conductor neutro será: a) Con dos o tres conductores: Igual a la de los conductores de fase. b) Con cuatro conductores, la sección del neutro será como mínimo la de la tabla 1 2. Ejecución de las instalaciones. 2.1 Instalación de cables aislados Página 306

Las canalizaciones se dispondrán, en general, por terrenos de dominio público, y en zonas perfectamente delimitadas, preferentemente bajo las aceras. El trazado será lo más rectilíneo posible y a poder ser paralelo a referencias fijas como líneas en fachada y bordillos. Asimismo, deberán tenerse en cuenta los radios de curvatura mínimos, fijados por los fabricantes (o en su defecto los indicados en las normas de la serie UNE 20.435), a respetar en los cambios de dirección. En la etapa de proyecto se deberá consultar con las empresas de servicio público y con los posibles propietarios de servicios para conocer la posición de sus instalaciones en la zona afectada. Una vez conocida, antes de proceder a la apertura de las zanjas se abrirán calas de reconocimiento para confirmar o rectificar el trazado previsto en el proyecto. 3. INTENSIDADES MÁXIMAS ADMISIBLES 3.1 Intensidades máximas permanentes en los conductores de los cables: En las tablas que siguen se dan los valores indicados en la Norma UNE 20.435. En la tabla 2 se dan las temperaturas máximas admisibles en el conductor según los tipos de aislamiento. En las tablas 3, 4 y 5 se indican las intensidades máximas permanentes admisibles en los diferentes tipos de cables, en las condiciones tipo de instalación enterrada indicadas en el apartado 3.1.2.1. En las condiciones especiales de instalación indicadas en el apartado 3.1.2.2 se aplicarán los factores de corrección que correspondan según las tablas 6 a 9. Dichos factores de corrección se indican para cada condición que pueda diferenciar la instalación considerada de la instalación tipo. En las tablas 10, 11 y 12 se indican las intensidades máximas permanentes admisibles en los diferentes tipos de cables, en las condiciones tipo de instalación al aire indicadas Página 307

en el apartado 3.1.4.1. En las condiciones especiales de instalación indicadas en el apartado 3.1.4.2 se aplicarán los factores de corrección que corresponda, tablas 13 a 15. Dichos factores de corrección se indican para cada condición que pueda diferenciar la instalación considerada de la instalación tipo. 3.1.1 Temperatura máxima admisible Las intensidades máximas admisibles en servicio permanente dependen en cada caso de la temperatura máxima que el aislamiento pueda soportar sin alteraciones de sus propiedades eléctricas, mecánicas o químicas. Esta temperatura es función del tipo de aislamiento y del régimen de carga. En la tabla 2 se especifican, con carácter informativo, las temperaturas máximas admisibles, en servicio permanente y en cortocircuito, para algunos tipos de cables aislados con aislamiento seco. 3.1.2 Condiciones de instalación enterrada 3.1.2.1 Condiciones tipo de instalación enterrada A los efectos de determinar la intensidad máxima admisible, se considera la siguiente instalación tipo: Un solo cable tripolar o tetrapolar o una terna de cables unipolares en contacto mutuo, o un cable bipolar o dos cables unipolares en contacto mutuo, directamente enterrados en Página 308

toda su longitud en una zanja de 0,70 m de profundidad, en un terreno de resistividad térmica media de 1 K.m/W y temperatura ambiente del terreno a dicha profundidad, de 25ºC. Para el caso de un cable bipolar, la intensidad máxima admisible será la correspondiente a la columna del cable tripolar o tetrapolar de la misma sección y tipo de aislamiento, multiplicada por 1,225. Condiciones especiales de instalación enterrada y factores de corrección de intensidad admisible. La intensidad admisible de un cable, determinada por las condiciones de instalación enterrada cuyas características se han especificado en los apartados 2.1.1 y 3.1.2.1, deberán corregirse teniendo en cuenta cada una de las magnitudes de la instalación real que difieran de aquellas, de forma que el aumento de temperatura provocado por la Página 309

circulación de la intensidad calculada, no dé lugar a una temperatura en el conductor superior a la prescrita en la tabla A continuación se exponen algunos casos particulares de instalación, cuyas características afectan al valor máximo de la intensidad admisible, indicando los factores de corrección a aplicar. 3.1.2.2.1 Cables enterrados en terrenos cuya temperatura sea distinta de 25ºC. En la tabla 6 se indican los factores de corrección, F, de la intensidad admisible para temperaturas del terreno, distintas de 25ºC, en función de la temperatura máxima de servicio, de la tabla 2. 3.1.2.2.2 Cables enterrados, directamente o en conducciones, en terreno de resistividad térmica distinta de 1 K. m/w. En la tabla 7 se indican, para distintas resistividades térmicas del terreno, los correspondientes factores de corrección de la intensidad admisible. Página 310

3.1.2.2.3 Cables tripolares o tetrapolares o ternas de cables unipolares agrupados bajo tierra. En la tabla 8 se indican los factores de corrección que se deben aplicar, según el número de cables tripolares o ternas de unipolares y la distancia entre ellos. 3.1.2.2.4 Cables enterrados en zanja a diferentes profundidades. En la tabla 9 se indican los factores de corrección que deben aplicarse para profundidades de instalación distintas de 0,70 m. 3.1.3 Cables enterrados en zanja en el interior de tubos o similares. En este tipo de instalaciones es de aplicación todo lo establecido en el apartado 3.1.2., además de lo indicado a continuación. Página 311

Se instalará un circuito por tubo. La relación entre el diámetro interior del tubo y el diámetro aparente del circuito será superior a 2, pudiéndose aceptar excepcionalmente 1,5. En el caso de una línea con cable tripolar o con una terna de cables unipolares en el interior de un mismo tubo, se aplicará un factor de corrección de 0,8. Si se trata de una línea con cuatro cables unipolares situados en sendos tubos, podrá aplicarse un factor de corrección de 0,9. Si se trata de una agrupación de tubos, el factor dependerá del tipo de agrupación y variará para cada cable según esté colocado en un tubo central o periférico. Cada caso deberá estudiarse individualmente. En el casa de canalizaciones bajo tubos que no superen los 15 m, si el tubo se rellena con aglomerados especiales no será necesario aplicar factor de corrección de intensidad por este motivo. 3.1.4 Condiciones de instalación al aire (en galerías, zanjas registrables, atarjeas o canales revisables). 3.1.4.1 Condiciones tipo de instalación al aire (en galerías, zanjas registrables, etc.). A los efectos de determinar la intensidad máxima admisible, se considera la siguiente instalación tipo: Un solo cable tripolar o tetrapolar o una terna de cables unipolares en contacto mutuo, con una colocación tal que permita una eficaz renovación del aire, siendo la temperatura del medio ambiente de 40ºC. Por ejemplo, con el cable colocado sobre bandejas o fijado a una pared, etc. Página 312

3.2 Intensidades de cortocircuito admisibles en los conductores En las tablas 16 y 17 se indican las densidades de corriente de cortocircuito admisibles en los conductores de aluminio y de cobre de los cables aislados con diferentes materiales en función de los tiempos de duración del cortocircuito. ITC BT 16. Contadores. 1. GENERALIDADES Los contadores y demás dispositivos para la medida de la energía eléctrica, podrán estar ubicados en: - módulos (cajas con tapas precintables) Página 313