Diseño de una central fotovoltaica de 100 kw en zona...

Diseño de una central fotovoltaica de 100 kw en zona rural interconectada a la red eléctrica de M.T.

TITULACIÓN: Ingenieria Técnica Industrial en Electricidad

AUTOR: Rubén Bosque Eroles

DIRECTOR: Lluís Massagues Vidal

FECHA: Septiembre del 2010

Índice General: Diseño de una central fotovoltaica de 100 kW en zona rural interconectada a la red eléctrica de M.T.

Hoja de identificación

Diseño de una central fotovoltaica de 100kw en zona rural interconectada a la red eléctrica de MT

1. Índice General

Autor del proyecto:

Rubén Bosque Eroles Ingeniería Técnica Industrial especialidad Electricidad

Director del proyecto:

Lluís Massagués Vidal

SEPTIEMBRE 2010


2. MEMORIA 2.1. Objeto ...................................................................................................................... 1 2.2. Alcance del proyecto ............................................................................................... 1 2.3. Antecedentes ............................................................................................................ 1 2.3.1. Actividad ............................................................................................................ 1 2.3.2. Edificaciones e instalaciones .............................................................................. 1 2.3.3. Climatología y características térmicas de la ubicación ..................................... 1 2.4. Normas y referencias .............................................................................................. 2 2.4.1. Disposiciones legales y normas aplicadas .......................................................... 2 2.4.2. Bibliografía ......................................................................................................... 3 2.4.3. Programas de cálculo .......................................................................................... 3 2.4.4. Plan de gestión de la calidad............................................................................... 3 2.5. Definiciones y abreviaturas .................................................................................... 4 2.5.1. Definiciones ........................................................................................................ 4 2.5.2. Abreviaturas ....................................................................................................... 4 2.6. Requisitos de diseño ................................................................................................ 5 2.6.1. Energía solar fotovoltaica ................................................................................... 5 2.7. Análisis de soluciones ............................................................................................. 6 2.7.1 Paneles solares ..................................................................................................... 6 2.7.2 Estructura ............................................................................................................. 7 2.7.3 Inversor ................................................................................................................ 9 2.7.4 Protecciones ....................................................................................................... 11 2.7.5. Sobrecargas soportadas .................................................................................... 11 2.7.6. Estudio energético y de rendimiento ................................................................ 12 2.7.7. Radiación. Inclinación y orientación de los módulos. ...................................... 12 2.7.8 Estudio de obstáculos y sombras en el campo fotovoltaico .............................. 12 2.7.9 Mantenimiento de la instalación ........................................................................ 13 2.8. Instalación solar fotovoltaica ............................................................................... 14 2.8.1. Módulos fotovoltaicos ...................................................................................... 14 2.8.2. Inversor ............................................................................................................. 15 2.8.3. Estructura, soporte módulos y anclajes ............................................................ 17 2.8.4. Cable, Tubos y canales ..................................................................................... 17 2.8.5. Zanja de B.T. .................................................................................................... 19 2.8.6. Dispositivos de protección y elementos de conexión ....................................... 19 2.8.7. Solución de análisis de sombras y obstáculos .................................................. 21 2.8.8. Mantenimiento instalación fotovoltaica ........................................................... 21 2.8.9. Pérdidas y rendimiento energético ................................................................... 21 2.8.10. Producción real y teórica de la instalación ..................................................... 23 2.8.11. Ingresos ........................................................................................................... 24 2.8.12. Amortización .................................................................................................. 24 2.9. Centro de transformación .................................................................................... 25 2.9.1. Situación y emplazamiento ............................................................................... 25 2.9.2. Características generales................................................................................... 25 2.9.3. Accesos ............................................................................................................. 25 2.9.4. Dimensiones ..................................................................................................... 26 2.9.5. Red de suministro ............................................................................................. 26 2.9.6. Transformador de potencia ............................................................................... 26 2.9.7. Celdas de Media Tensión ................................................................................. 27 2.9.8. Telemando integrado ........................................................................................ 30


2.9.9. Cuadros Baja Tensión del C.T. ......................................................................... 31 2.9.10. Puentes Media Tensión del C.T. ..................................................................... 31 2.9.11. Puentes Baja Tensión del C.T. ....................................................................... 31 2.9.12. Medida de la energía eléctrica ........................................................................ 31 2.9.13. Red de puesta a tierra...................................................................................... 33 2.9.14. Instalaciones secundarias ................................................................................ 34 2.10. Línea Subterránea de Media Tensión ............................................................... 35 2.10.1. Consideraciones .............................................................................................. 35 2.10.2. Solución adoptada........................................................................................... 35 2.10.3. Conexión a la red ............................................................................................ 35 2.10.4. Trazado y longitud de la línea ........................................................................ 35 2.10.5. Características del conductor .......................................................................... 35 2.10.6. Terminaciones ................................................................................................ 36 2.10.7. Características del tubo ................................................................................... 37 2.10.8. Zanja M.T. ...................................................................................................... 38 2.10.9. Protecciones .................................................................................................... 38 2.11. Línea Aérea de Media Tensión .......................................................................... 39 2.11.1. Descripción general ........................................................................................ 39 2.11.2. Entronque de la línea ...................................................................................... 39 2.11.3. Conversión aéreo-subterránea ........................................................................ 40 2.11.4. Trazado de la línea .......................................................................................... 40 2.11.5. Seccionamiento y maniobra de la línea .......................................................... 40 2.11.6. Conductor escogido ........................................................................................ 41 2.11.7. Apoyo escogido .............................................................................................. 41 2.11.8. Cruceta y armado escogida ............................................................................. 41 2.11.9. Conexiones y empalmes ................................................................................. 42 2.11.10 Aislamiento y herrajes ................................................................................... 42 2.11.11 Herraje de derivación..................................................................................... 43 2.11.12. Cimentación .................................................................................................. 43 2.11.13. Conexión a tierra del apoyo .......................................................................... 43 2.12. Planificación ........................................................................................................ 44 2.13. Orden y prioridad ............................................................................................... 45 3. ANEXO DE CALCULOS 3.1. Calculo del sistema solar fotovoltaico ................................................................. 46 3.1.1. Características de los equipos utilizados .......................................................... 46 3.1.2. Consideraciones ................................................................................................ 47 3.1.3. Número máximo de módulos por ramal ........................................................... 48 3.1.4. Número mínimo de módulos por ramal ............................................................ 48 3.1.5. Numero de ramales en paralelo ........................................................................ 49 3.1.6. Conexión elegida .............................................................................................. 50 3.1.7. Orientación e inclinación .................................................................................. 50 3.1.8. Sombras y distancias entre paneles .................................................................. 50 3.1.9. Radiación en la instalación ............................................................................... 51 3.1.10. Pérdidas, Rendimiento energético .................................................................. 52 3.1.11. Producción de la instalación ........................................................................... 52 3.1.11.1. Producción teórica (Pt) ............................................................................ 52 3.1.11.2. Producción real (Pr) ................................................................................. 53 3.1.11.3. Tabla y grafico resumen .......................................................................... 53


3.1.12. Ingresos ........................................................................................................... 54 3.1.13. Tabla resumen viabilidad................................................................................ 55 3.1.14. Tabla de amortización .................................................................................... 55 3.1.15. Calculo de los conductores y canalizaciones .................................................. 56 3.1.15.1. Cálculo de cables y canalizaciones de la parte DC de la instalación ...... 56 3.1.15.2. Cálculo cables y canalizaciones de la parte AC de la instalación ........... 58 3.1.16. Calculo de las protecciones ............................................................................ 61 3.1.16.1 Protecciones en corriente continua ........................................................... 61 3.1.16.2. Protecciones en corriente alterna ............................................................. 61 3.1.17. Dimensionado de la zanja B.T. ....................................................................... 62 3.1.18. Sobrecargas soportadas .................................................................................. 63 3.2. Calculo de la línea subterránea de M.T. ............................................................. 64 3.2.1. Consideraciones iniciales ................................................................................. 64 3.2.2. Calculo de la sección de los conductores ......................................................... 64 3.2.3. Intensidad máxima en régimen permanente ..................................................... 65 3.2.4. Intensidad de cortocircuito máxima admisible ................................................. 66 3.2.5. Caída de tensión ............................................................................................... 66 3.2.6. Dimensionado del tubo ..................................................................................... 67 3.2.7. Dimensionado de la zanja M.T. ........................................................................ 68 3.2.8. Protección para línea subterránea de MT ......................................................... 68 3.3. Calculo de la línea aérea de M.T. ........................................................................ 69 3.3.1. Calculo eléctrico del conductor ........................................................................ 69 3.3.1.1. Datos de partida ......................................................................................... 69 3.3.1.2. Tipo de conductor ...................................................................................... 69 3.3.1.3. Resistencia y Reactancia del conductor .................................................... 69 3.3.1.4 Potencia máxima de trasporte ..................................................................... 71 3.3.1.5. Caída de tensión ........................................................................................ 72 3.3.1.6. Perdidas de potencia .................................................................................. 72 3.3.1.7. Tierra de protección del apoyo .................................................................. 73 3.3.1.8. Tabla resumen............................................................................................ 74 3.3.2. Cálculos mecánicos .......................................................................................... 74 3.3.2.1. Consideraciones iniciales .......................................................................... 74 3.3.2.2. Datos del conductor ................................................................................... 74 3.3.2.3. Componente horizontal y Límite dinámico “EDS” (Art. 27.2) ................. 75 3.3.2.4. Tendido de la línea y flecha máxima ......................................................... 75 3.3.2.5. Calculo del conductor ................................................................................ 76 3.3.2.6. Resultados del cálculo del conductor ........................................................ 79 3.3.2.7. Calculo de Apoyos ................................................................................... 79 3.3.2.8. Resultados del cálculo de apoyos .............................................................. 82 3.3.2.9. Elección de los Apoyos ............................................................................. 82 3.3.2.10. Elección de la cruceta .............................................................................. 83 3.3.3. Calculo de las cimentaciones (Art. 31) ............................................................. 84 3.3.3.1. Consideraciones y cimentación escogida .................................................. 84 3.3.3.2. Comprobación de la cimentación .............................................................. 84 3.3.4. Calculo de la cadena de aisladores ................................................................... 85 3.3.4.1. Elección del aislador .................................................................................. 85 3.3.4.2. Dimensionado eléctrico de la cadena ........................................................ 86 3.3.4.3. Dimensionado mecánico de la cadena de aisladores ................................. 87 3.3.4.4. Longitud de la cadena de aisladores .......................................................... 87 3.3.4.5. Esfuerzo del viento sobre la cadena .......................................................... 87


3.3.5. Distancias de seguridad (Art. 25) ..................................................................... 88 3.3.5.1. Distancia de los conductores al terreno (Art. 25.1) ................................... 88 3.3.5.2. Distancia de los conductores entre sí (Art. 25.2) ....................................... 88 3.3.5.3. Distancia de los conductores al apoyo (Art. 25.2) ..................................... 89 3.4. Calculo del C.T. .................................................................................................... 90 3.4.1. Intensidad de Media Tensión ............................................................................ 90 3.4.2. Intensidad de Baja Tensión............................................................................... 90 3.4.3. Cortocircuitos ................................................................................................... 91 3.4.3.1. Observaciones ............................................................................................ 91 3.4.3.2. Cortocircuito en el lado de Media Tensión ............................................... 91 3.4.3.3. Cortocircuito en el lado de Baja Tensión .................................................. 93 3.4.4. Dimensionado del embarrado ........................................................................... 95 3.4.5. Comprobación por densidad de corriente ......................................................... 96 3.4.6. Comprobación por solicitación electrodinámica .............................................. 96 3.4.7. Comprobación por solicitación térmica ............................................................ 96 3.4.8. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos ................................................ 96 3.4.8.1. Protección del transformador..................................................................... 97 3.4.8.2. Protección en baja tensión. ........................................................................ 97 3.4.9. Dimensionado de los puentes de MT ............................................................... 97 3.4.10. Dimensionado de los puentes de Transformador-Cuadro B.T. ...................... 98 3.4.11. Dimensionado de la ventilación del Centro de Transformación. ................... 98 3.4.12. Dimensionado del pozo apagafuegos ............................................................. 99 3.4.13. Cálculo y justificación de la red de puesta a tierra ......................................... 99 3.4.13.1. Investigación de las características del suelo .......................................... 99 3.4.13.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo correspondiente a la eliminación del defecto. ........................................ 100 3.4.13.3. Diseño preliminar de la instalación de tierra ......................................... 101 3.4.13.4. Cálculo de la resistencia del sistema de tierra. ...................................... 103 3.4.13.5. Cálculo de las tensiones en el exterior de la instalación. ....................... 105 3.4.13.6. Cálculo de las tensiones en el interior de la instalación. ....................... 106 3.4.13.7. Cálculo de las tensiones aplicadas ......................................................... 106 3.4.13.8. Distancia de separación mínima ............................................................ 107 3.4.13.9. Corrección y ajuste del diseño inicial. ................................................... 108 4. PLANOS 4.1. Situación ............................................................................................................. 109 4.2. Emplazamiento .................................................................................................. 110 4.3. Planta de instalaciones ...................................................................................... 111 4.4. Unifilar instalaciones fotovoltaicas .................................................................. 112 4.5. Unifilar Centro de Transformación ................................................................. 113 4.6. Alzado, planta y perfil del C.T. (pfu-5) ............................................................ 114 4.7. Perfil Línea Aérea de Media Tensión ............................................................... 115 4.8. Apoyo conversión aéreo - subterráneo ............................................................. 116 4.9. Detalle zanjas B.T. y M.T .................................................................................. 117 4.10. Detalles estructura solar .................................................................................. 118


5. PLIEGO DE CONDICIONES 5.1. Pliego de condiciones generales ............................................................................... 119 5.1.1. Objeto ................................................................................................................... 119 5.1.2. Generalidades ....................................................................................................... 119 5.1.4. Obligaciones del proyectista ................................................................................. 119 5.1.4. Obligaciones del contratista.................................................................................. 120 5.1.5. Control de la obra y libro de órdenes ................................................................... 121 5.1.6. Replanteo de obra ................................................................................................. 121 5.1.7. Calidades .............................................................................................................. 122 5.1.8. Mediciones y certificaciones ................................................................................ 122 5.1.9. Recepción de la instalación .................................................................................. 123 5.1.10. Composición de los precios ................................................................................ 124 5.1. Pliego de condiciones técnicas de la instalación solar fotovoltaica ....................... 125 5.1.1. Objeto ................................................................................................................... 125 5.1.2. Normativa ............................................................................................................. 126 5.1.3. Condiciones especificas de los materiales ............................................................ 127 5.1.4. Recepción y pruebas ............................................................................................. 133 5.1.5. Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento ..................................... 134 5.1.6. Garantías ............................................................................................................... 135 5.2. Pliego de condiciones técnicas de líneas subterráneas de media tensión ............. 137 5.2.1. Objeto ................................................................................................................... 137 5.2.2. Normativa ............................................................................................................. 137 5.2.3. Condiciones especificas de los materiales ............................................................ 138 5.2.4. Conversiones aéreo-subterráneas ......................................................................... 139 5.2.5. Recepción de la obra ............................................................................................ 140 5.2.6. Mediciones y pruebas ........................................................................................... 140 5.3. Pliego de condiciones técnicas de líneas aéreas m.t. de 3ª categoria .................... 141 5.3.1. Objeto ................................................................................................................... 141 5.3.2. Normativa ............................................................................................................. 141 5.3.3. Condiciones especificas de los materiales ............................................................ 142 5.3.4. Ejecución de las instalaciones .............................................................................. 147 5.3.5. Mediciones y pruebas ........................................................................................... 155 5.4. Pliego de condiciones técnicas de centros de transformación................................ 156 5.4.1. Objeto ................................................................................................................... 156 5.4.2. Normas básicas de materiales ............................................................................... 156 5.4.3. Obra civil .............................................................................................................. 156 5.4.5. Pruebas reglamentarias ......................................................................................... 163 5.4.6. Puesta en servicio ................................................................................................. 163 5.4.7. Puesta fuera de servicio ........................................................................................ 163 5.4.8. Mantenimiento ...................................................................................................... 163 6. MEDICIONES 6.1. Medición de cap. INSTALACIÓN SOLAR ..................................................... 165 6.2. Medición de cap. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN ................................ 166 6.3. Medición de cap. LINEA SUBTERRANEA B.T. ............................................ 168 6.4. Medición de cap. LINEA SUBTERRANEA M.T. ........................................... 169 6.5. Medición de cap. LINEA AEREA M.T. ........................................................... 169 6.6. Medición de cap. VARIOS ................................................................................. 170


7. PRESUPUESTO 7.1. Cuadro de materiales ......................................................................................... 171 7.2. Cuadro de mano de obra .................................................................................... 175 7.3. Cuadro de maquinaria ....................................................................................... 176 7.4. Cuadro de descompuestos .................................................................................. 176 7.5. Listado presupuesto ............................................................................................ 186 7.6. Hoja resumen ...................................................................................................... 191 8. ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD 8.1 Objeto del presente estudio ................................................................................. 193 8.2 Datos relativos del proyecto ................................................................................ 193 8.3 Centro asistencial más próximo de la instalación ............................................. 193 8.4 Análisis de riesgos ................................................................................................ 193 8.5 Medidas preventivas ............................................................................................ 194 8.5.1 Caídas de personas al mismo nivel .................................................................. 194 8.5.2 Choques contra objetos inmóviles ................................................................... 194 8.5.3 Caídas de objetos desprendidos ....................................................................... 195 8.5.4 Caídas de personas a distinto nivel .................................................................. 195 8.5.5 Pisadas sobre objetos ....................................................................................... 196 8.5.6. Golpes por objetos y herramientas .................................................................. 197 8.5.7 Cortes y pinchazos ........................................................................................... 197 8.5.8 Caídas de objetos en manipulación manual ..................................................... 198 8.5.9 Exposición a contactos eléctricos indirectos en B.T. ....................................... 198 8.5.10 Exposición a contactos eléctricos directos M.T. ............................................ 199 8.5.11 Exposición a contactos eléctricos de M.T. .................................................... 199 8.5.12 Exposición a contactos eléctricos en el interior del C.T. ............................... 200 8.5.13 Sobreesfuerzos físicos puntuales ................................................................... 201

En Tarragona, a Septiembre de 2010 el autor del proyecto:

Rubén Bosque Eroles

DNI: 47828123-Z Titulación: Ingeniería Técnica Industrial especialidad Electricidad

Memoria: Diseño de una central fotovoltaica de 100 kW en zona rural interconectada a la red eléctrica de M.T.



2. Memoria

Autor del proyecto:




SEPTIEMBRE 2010


2.1. Objeto ....................................................................................................................... 1

2.2. Alcance del proyecto ................................................................................................ 1 2.3. Antecedentes ............................................................................................................ 1

2.3.1. Actividad ............................................................................................................ 1 2.3.2. Edificaciones e instalaciones .............................................................................. 1 2.3.3. Climatología y características térmicas de la ubicación ..................................... 1

2.4. Normas y referencias ............................................................................................... 2 2.4.1. Disposiciones legales y normas aplicadas .......................................................... 2

2.4.2. Bibliografía ......................................................................................................... 3 2.4.3. Programas de cálculo .......................................................................................... 3 2.4.4. Plan de gestión de la calidad............................................................................... 3

2.5. Definiciones y abreviaturas .................................................................................... 4 2.5.1. Definiciones ........................................................................................................ 4 2.5.2. Abreviaturas ....................................................................................................... 4

2.6. Requisitos de diseño ................................................................................................ 5 2.6.1. Energía solar fotovoltaica ................................................................................... 5

2.7. Análisis de soluciones .............................................................................................. 6 2.7.1 Paneles solares ..................................................................................................... 6 2.7.2 Estructura ............................................................................................................. 7 2.7.3 Inversor ................................................................................................................ 9 2.7.4 Protecciones ....................................................................................................... 11 2.7.5. Sobrecargas soportadas .................................................................................... 11 2.7.6. Estudio energético y de rendimiento ................................................................ 12 2.7.7. Radiación. Inclinación y orientación de los módulos. ...................................... 12

2.7.8 Estudio de obstáculos y sombras en el campo fotovoltaico .............................. 12

2.7.9 Mantenimiento de la instalación ........................................................................ 13 2.8. Instalación solar fotovoltaica ................................................................................ 14

2.8.1. Módulos fotovoltaicos ...................................................................................... 14 2.8.2. Inversor ............................................................................................................. 15 2.8.3. Estructura, soporte módulos y anclajes ............................................................ 17 2.8.4. Cable, Tubos y canales ..................................................................................... 17 2.8.5. Zanja de B.T. .................................................................................................... 19 2.8.6. Dispositivos de protección y elementos de conexión ....................................... 19

2.8.7. Solución de análisis de sombras y obstáculos .................................................. 21

2.8.8. Mantenimiento instalación fotovoltaica ........................................................... 21

2.8.9. Pérdidas y rendimiento energético ................................................................... 21 2.8.10. Producción real y teórica de la instalación ..................................................... 23

2.8.11. Ingresos ........................................................................................................... 24 2.8.12. Amortización .................................................................................................. 24

2.9. Centro de transformación ..................................................................................... 25 2.9.1. Situación y emplazamiento ............................................................................... 25 2.9.2. Características generales................................................................................... 25 2.9.3. Accesos ............................................................................................................. 25 2.9.4. Dimensiones ..................................................................................................... 26 2.9.5. Red de suministro ............................................................................................. 26 2.9.6. Transformador de potencia ............................................................................... 26 2.9.7. Celdas de Media Tensión ................................................................................. 27 2.9.8. Telemando integrado ........................................................................................ 30 2.9.9. Cuadros Baja Tensión del C.T. ......................................................................... 31 2.9.10. Puentes Media Tensión del C.T. ..................................................................... 31 2.9.11. Puentes Baja Tensión del C.T. ....................................................................... 31


2.9.12. Medida de la energía eléctrica ........................................................................ 31 2.9.13. Red de puesta a tierra...................................................................................... 33 2.9.14. Instalaciones secundarias ................................................................................ 34

2.10. Línea Subterránea de Media Tensión ................................................................ 35

2.10.1. Consideraciones .............................................................................................. 35 2.10.2. Solución adoptada........................................................................................... 35 2.10.3. Conexión a la red ............................................................................................ 35 2.10.4. Trazado y longitud de la línea ........................................................................ 35 2.10.5. Características del conductor .......................................................................... 35 2.10.6. Terminaciones ................................................................................................ 36 2.10.7. Características del tubo ................................................................................... 37 2.10.8. Zanja M.T. ...................................................................................................... 38 2.10.9. Protecciones .................................................................................................... 38

2.11. Línea Aérea de Media Tensión ........................................................................... 39 2.11.1. Descripción general ........................................................................................ 39 2.11.2. Entronque de la línea ...................................................................................... 39 2.11.3. Conversión aéreo-subterránea ........................................................................ 40 2.11.4. Trazado de la línea .......................................................................................... 40 2.11.5. Seccionamiento y maniobra de la línea .......................................................... 40

2.11.6. Conductor escogido ........................................................................................ 41 2.11.7. Apoyo escogido .............................................................................................. 41 2.11.8. Cruceta y armado escogida ............................................................................. 41 2.11.9. Conexiones y empalmes ................................................................................. 42 2.11.10 Aislamiento y herrajes ................................................................................... 42 2.11.11 Herraje de derivación..................................................................................... 43 2.11.12. Cimentación .................................................................................................. 43 2.11.13. Conexión a tierra del apoyo .......................................................................... 43

2.12. Planificación ......................................................................................................... 44 2.13. Orden y prioridad ................................................................................................ 45


1

2.1. Objeto

El presente documento tiene por objetivo la descripción de las características técnicas y económicas del diseño de una central solar fotovoltaica, situada en el polígono industrial de Valls (Tarragona), con una potencia nominal generada de 100 kw para conexión a red de M.T., y su posterior venta de la producción obtenida a la compañía suministradora Fecsa-Endesa.

La finalidad de este proyecto es obtener la aprobación administrativa ante el ministerio de industria así como la ejecución de la instalación. 2.2. Alcance del proyecto El alcance del presente proyecto comprende el diseño y cálculo de las instalaciones que a continuación se detallan:

- Distribución y selección de los paneles solares fotovoltaicos, estructura soporte de los módulos solares, inversores.

- Cálculo y selección de los conductores eléctricos, así como su disposición.

- Cálculo y selección de las protecciones contra cortocircuitos, sobrecargas y contactos.

- Calculo y selección del Centro de Transformación, así como sus protecciones.

- Calculo y selección del la Línea de Media Tensión para la conexión a la red, así como sus protecciones.

2.3. Antecedentes 2.3.1. Actividad Campo solar fotovoltaico para generación de energía eléctrica, con la finalidad de vender la energía a la compañía suministradora de la zona. 2.3.2. Edificaciones e instalaciones Se trata de un edificio destinado a almacén regulador de distribución para IKEA situado en el polígono industrial de Valls (Tarragona). Con una superficie de 72.000 2m y con una cubierta tipo “deck” sin inclinación, donde se instalaran los módulos fotovoltaicos ocupando una superficie de 1572,28 2m . 2.3.3. Climatología y características térmicas de la ubicación El terreno donde estará ubicado este proyecto es en la localidad de Valls (Tarragona) donde se observa un clima con altas temperaturas en verano. Aparición de precipitaciones en época invernal pero sin una continuación diaria. Para el correcto funcionamiento de las placas solares se observa una correcta radiación en todas las épocas del año.


2

2.4. Normas y referencias 2.4.1. Disposiciones legales y normas aplicadas El diseño y construcción de las instalaciones de conexión a la red de Media Tensión de instalaciones fotovoltaicas, se efectuara de acuerdo a las normas y disposiciones vigentes que puedan ser de obligado cumplimiento y particularmente en lo establecido en los siguientes reglamentos y normas: -RD 3275/1982 de 12 de Noviembre, reglamento sobre condiciones i garantías de seguridad en centrales, subestaciones i centros de transformación. -Ordenes del ministerio de industria i energía de 06-07-84 y de 18-10-84, instrucciones técnicas complementarias del Reglamento de Alta Tensión (ITC MIE-RAT). -Ley 31/1995, de 8 de Noviembre, ley de prevención de riesgos laborales (LPRL). -Decreto 308/1996 de 2 de Diciembre, del Departamento de Industria Comercio y Turismo, por el cual se establece el procedimiento administrativo para la autorización de las instalaciones de producción en régimen especial. -Orden del Ministerio de Industria y energía 12-04-99, instrucciones técnicas complementarias al reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica. -RD 1663/2000, de 29 de Septiembre, que establece las normas de conexión a red de instalaciones fotovoltaicas. -RD 1955/2000 de 1 de Diciembre, sobre la regulación de la actividad de transporte i distribución de energía eléctrica. -RD 614/2001 de 8 de Junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores contra el riesgo eléctrico. -Decreto 352/2001 de 18 de Diciembre, del Departamento de Industria Comercio y Turismo, sobre el procedimiento administrativo aplicable a las instalaciones fotovoltaicas de energía solar conectadas a la red eléctrica. -RD 842/2002 de 2 de Agosto, Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión y Instrucciones Técnicas complementarias (REBT-ITC). -RD 661/2007, de 25 de Mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica de régimen especial. -RD 1578/2008, de 26 de Septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica. -Ley 18/2008 del 23 de Diciembre, ley de garantía y calidad de suministro de la Generalitat de Catalunya)


3

-Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Fotovoltaicas Conectadas a Red (PCT) establecidas por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía (IDAE) en Octubre de 2002. -Normas UNE, de obligado cumplimiento según se recoge en los reglamentos, y en sus correspondientes actualizaciones realizadas por el Ministerio de Industria Turismo y Comercio. -Normas Técnicas Particulares de la compañía Fecsa-Endesa (NTP) 2.4.2. Bibliografía -Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red. IDAE 2002. -Instalaciones de enlace y centros de transformación (redes de media tensión y centros de transformación). Soledad Latorre Usan, Jose Antonio Navarro Marquez, Mª Luisa Navarro Sanchez; Editorial ceysa

2.4.3. Programas de cálculo

ARQUIMEDES: programa para el cálculo de presupuestos.

AUTOCAD: programa para el diseño de planos.

AMIKIT 3.0.: programa para el diseño del ct compacto de mt/bt.

2.4.4. Plan de gestión de la calidad Se seguirá un plan de gestión de la calidad para la elaboración del presente proyecto con el fin de asegurar la calidad del mismo. El método utilizado será el de contrastar los datos de forma que sea coherente de principio a fin. El plan se desarrollará de la siguiente forma:

- Elegir partidas de obra y elementos de la instalación, refiriéndonos a la cantidad y coste económico.

- Comprobar que el apartado de mediciones se ajusta a lo expuesto en los planos.

- Comprobar que los precios del apartado presupuesto son coherentes con el apartado mediciones, con los planos y con los catálogos de precios consultados.

- Este proyecto se realiza cumpliendo las normas UNE, y NTP de Fecsa Endesa.

- La bibliografía consultada para la elaboración del proyecto es de rigurosa

seriedad.

- Los cálculos realizados durante el proyecto se han realizado tanto a mano con programas fiables.


4

2.5. Definiciones y abreviaturas

2.5.1. Definiciones

- Radiación solar: energía procedente del sol en forma de ondas electromagnéticas.

- Irradiancia: 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 2mkW .

- Irradiación: energía incidente en una superficie a lo largo del tiempo. Se mide en 2mkW .

- Instalaciones fotovoltaicas: aquellas que disponen de módulos fotovoltaicos para la conversión directa de la radiación solar en energía eléctrica sin ningún paso intermedio.

- Generador fotovoltaico: asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas. - Rama fotovoltaica: subconjunto de módulos interconectados en serie o en

asociaciones serie-paralelo, con voltaje igual a la tensión nominal del generador. - Inversor: convertidor de tensión y corriente continua en tensión y corriente

alterna. - Potencial nominal del generador: suma de las potencias máximas de los módulos

fotovoltaicos. - Potencia nominal de la instalación fotovoltaica: suma de la potencia nominal de

los inversores (la especificada por el fabricante) que intervienen en las tres fases de la instalación en condiciones nominales de funcionamiento.

- Célula solar o fotovoltaica: dispositivo que transforma la radiación solar en energía eléctrica.

- Módulo o panel fotovoltaico: conjunto de células solares directamente interconectadas y encapsuladas como único bloque, entre materiales que las protegen de los efectos de la intemperie.

- Condiciones Estándar de Medida (CEM): condiciones de irradiancia y temperatura en la célula solar, utilizadas universalmente para caracterizar células, módulos y generadores solares y definidas de la siguiente forma:

• Irradiancia solar: 1000 2mW

• Distribución espectral: AM 1,5 G • Temperatura de célula: 25 ºC

- Potencia pico ( )pW : potencia máxima del módulo fotovoltaico en CEM.

2.5.2. Abreviaturas

- REBT: Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión

- RLAT: Reglamento de Líneas de Alta Tensión

- RAT: Reglamento de Alta Tensión

- ITC: Instrucción Técnica complementaria

- RD: Real Decreto

- UNE: Una Norma Española

- BT: Baja tensión


5

- MT: Media Tensión

- IA: Interruptor automático

- DIF: Interruptor diferencial

- IM: Interruptor magnetotérmico

- IGA: Interruptor general automático

- CT: Centro de Transformación

- LSMT: Línea Subterránea de Media Tensión

- LAMT: Línea Aérea de Media Tensión.

- NTP: Norma Técnica Particular

2.6. Requisitos de diseño 2.6.1. Energía solar fotovoltaica El aprovechamiento de la Energía Solar Fotovoltaica se realiza a través de la transformación directa e inmediata de la radiación procedente del sol en energía eléctrica mediante el llamado “efecto fotovoltaico”.

Esta transformación se lleva a cabo en las denominadas “células solares” que están fabricadas con material semiconductor, en su mayoría silicio. Cuando la luz del sol incide sobre la célula, los fotones transmiten su energía los electrones del material semiconductor que saltan al exterior generándose así una corriente eléctrica capaz de circular por un circuito externo. Los módulos fotovoltaicos están formados por el conjunto de células fotovoltaicas unidas eléctricamente entre sí. La potencia máxima que puede suministrar un módulo se denomina potencia pico ( )pW .


6

La energía fotovoltaica se caracteriza por ser limpia, silenciosa, de larga duración, de escaso mantenimiento, de elevada fiabilidad, ecológica y no contaminante. La energía que genera el campo es corriente continua y no puede ser transferida directamente a diferentes equipos o aparatos eléctricos. Para poder hacerlo es necesario convertir esta energía a corriente alterna de la misma tensión y frecuencia de la red. Esta conversión se realiza mediante un dispositivo denominado ondulador o inversor. La instalación presenta cuatro subsistemas claramente diferenciados:

1. Generador Fotovoltaico: Es donde se produce la conversión de la energía eléctrica. El campo fotovoltaico está formado por la interconexión en serie y paralelo de una cantidad de módulos fotovoltaicos. El generador o planta fotovoltaica produce corriente continua.

2. Acondicionamiento de Potencia. Inversores: son dispositivos electrónicos, que basándose en tecnología de potencia transforman la corriente continua procedente de los módulos fotovoltaicos en corriente alterna, de la misma tensión y frecuencia que los aparatos a alimentar.

3. Protecciones: Esta parte representa y constituye una configuración de elementos que actúan como forma de conexión entre la instalación fotovoltaica y los equipos eléctricos en condiciones adecuadas de seguridad. Para esto se requieren unas protecciones necesarias de acuerdo con lo estipulado en el Real Decreto 1663/2000 artículo 11 sobre instalaciones fotovoltaicas con conexión a red.

4. Vertido de la potencia generada a la red. Transformador: Maquina eléctrica que

permite aumentar el voltaje del circuito eléctrico de corriente alterna para pasar de BT a MT y así poder verter la energía a la red de MT, manteniendo la frecuencia constante.

2.7. Análisis de soluciones 2.7.1 Paneles solares La instalación solar fotovoltaica presenta una potencia nominal de 100 kW, con lo que habrá de decidirse por una buena elección del tipo de panel a instalar. Según el material que los componen existen tres tipos de módulos solares:

- Silicio Puro monocristalino: Basados en secciones de una barra de silicio perfectamente cristalizado en una sola pieza. Se alcanzan rendimientos del 16%. Es el panel más caro.


7

- Silicio puro policristalino: Los paneles policristalinos se basan en secciones de

una barra de silicio que se ha estructurado desordenadamente en forma de pequeños cristales. Son visualmente muy reconocibles por presentar su superficie un aspecto granulado. Se obtiene con ellos un rendimiento inferior que con los monocristalinos con un 14% siendo su precio también más bajo.

- Silicio amorfo (TFS): Basados también en el silicio, pero a diferencia de los dos

anteriores, este material no sigue aquí estructura cristalina alguna. Paneles de este tipo son habitualmente empleados para pequeños dispositivos electrónicos y en pequeños paneles portátiles. Su rendimiento máximo alcanzado es del 8%.

2.7.2 Estructura El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de módulos, permitirá las necesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos, siguiendo las indicaciones del fabricante. Los puntos de sujeción para el módulo fotovoltaico serán suficientes en número, teniendo en cuenta el área de apoyo y posición relativa, de forma que no se produzcan flexiones en los módulos superiores a las permitidas por el fabricante y los métodos homologados para el modelo de módulo. En función del tipo de estructura que soportaran los módulos nos encontraremos con diferentes soluciones. a) Estructura de captación solar fija: Es la más fácil y sencilla de instalar i también

la más económica. Pero el inconveniente que se encuentra es que este sistema no puede aprovechar toda la radiación solar posible al quedar fijada su orientación e inclinación. Esto hace que se saque provecho del sol un número limitado de horas


8

sin olvidar que la máxima producción se produce cuando los rayos solares inciden perpendicularmente sobre la superficie de captación. Nos encontramos con dos tipos de estructuras fijas:

· Estructura fija anclada: Es el sistema más utilizado, esta estructura va anclada

directamente en la cubierta con determinados sistemas de fijación.

· Estructura fija lastrada: Este sistema se utiliza en cubiertas donde no esta permitida su perforación, utilizando así unos contrapesos de hormigón.

b) Estructura de captación solar móvil: Estos sistemas consisten en soportes que son

movidos mediante motores y controlados mediante sistemas electrónicos con la capacidad de soportar un número de módulos para captar la máxima energía por unidad de superficie. Con este sistema lo que se consigue es localizar la posición del sol de forma automática y orientar los módulos de forma que el sol incida perpendicularmente consiguiendo el máximo rendimiento de captación. El inconveniente de este tipo de seguidores es su elevado coste económico y de instalación pero su ventaja es un mayor aprovechamiento de la energía solar con una mejora de la producción y de la venta a la red. Nos encontramos con dos tipos de estructuras móviles:

· Sistema con seguimiento 1 eje: Estos soportes realizan un cierto seguimiento

solar. La rotación del soporte se hace por medio de un solo eje, ya sea horizontal, vertical u oblicuo. Este tipo de seguimiento es el más sencillo y más económico que el sistema de 2 ejes, resultando sin embargo incompleto ya que sólo podrá seguir o la inclinación o el azimut del Sol, pero no ambas a la vez.


9

· Sistema con seguimiento 2 ejes: Con este sistema ya es posible realizar un seguimiento total del sol en altitud y en azimut y siempre se conseguirá que la radiación solar incida perpendicularmente obteniendose la mayor captación posible. Existen dos sistemas básicos de regulación del seguimiento del sol por dos ejes:

- Sistemas mecánicos: El seguimiento se realiza por medio de un motor y de un sistema de engranajes. Dado que la inclinación del Sol varia a lo largo del año es necesario realizar ajustes periódicos, para adaptar el movimiento del soporte

- Mediante dispositivos de ajuste automático: El ajuste se realiza por medio de sensores que detectan cuando la radiación no incide perpendicular al panel corrigiéndose la posición por medio de motores.

2.7.3 Inversor Su función principal es convertir la corriente continua procedente de los paneles fotovoltaicos en corriente alterna. Las instalaciones fotovoltaicas tienen un elevado coste y no pueden permitirse fallos e imprudencias en la explotación de éstas instalaciones, por este motivo los inversores deben tener un alto rendimiento y fiabilidad. El rendimiento de los inversores oscila entre el 90% y el 97%, dicho rendimiento depende de la variación de la potencia de la instalación, por lo que se intentará que el inversor trabaje con potencias cercanas o iguales a la nominal, puesto que si la potencia de entrada al inversor procedente de los paneles fotovoltaicos varía, el rendimiento disminuye.


10

Para evitar que el rendimiento disminuya con la variación de la potencia de entrada procedente de los paneles solares, los inversores deben estar equipados con dispositivos electrónicos que permitan realizar un seguimiento del punto de máxima potencia de los paneles, permitiendo obtener la máxima eficiencia posible del generador fotovoltaico en cualquier circunstancia de funcionamiento. Uno de los parámetros importantes que definen un inversor es el rango de tensiones al cual puede funcionar con mayor rendimiento. Esto es importante, ya que la tensión que suministran los paneles del generador fotovoltaico para entregar la máxima potencia no siempre es la misma, sino varía con la temperatura y si esta tensión aumenta o disminuye con forme disminuye o aumenta la temperatura podemos llegar a tener tensiones a la entrada del inversor superiores o inferiores a la tensión normal de funcionamiento del inversor. En cuanto a la fiabilidad que debe aportar, un inversor debe estar equipado con protecciones que aseguren tanto el buen funcionamiento de la instalación como la seguridad de la misma La conversión de corriente continua en alterna podrá realizarse de diversas formas, pero la mejor manera dependerá de la semejanza que tenga la onda de salida a la onda senoidal: -Inversores de onda cuadrada: la mayoría de los inversores funcionan haciendo pasar la corriente continua a través de un transformador, primero en una dirección y luego en otra. El dispositivo de conmutación que cambia la dirección de la corriente debe actuar con rapidez. A medida que la corriente pasa a través de la cara primaria del transformador, la polaridad cambia 100 veces cada segundo. Como consecuencia, la corriente que sale del secundario del transformador va alternándose, en una frecuencia de 50 ciclos completos por segundo. La dirección del flujo de corriente a través de la cara primaria del transformador se cambia muy bruscamente, de manera que la forma de onda del secundario es "cuadrada", representada en la figura mediante color morado. Los inversores de onda cuadrada son más baratos, pero normalmente son también los menos eficientes. Producen demasiados armónicos que generan interferencias (ruidos). Inversores de onda senoidal modificada: son más sofisticados y caros, y utilizan técnicas de modulación de ancho de impulso (PWM). El ancho de la onda es modificada para acercarla lo más posible a una onda senoidal. La salida no es todavía una auténtica onda senoidal, pero está bastante próxima gracias también a la tecnología DSP (Procesador de señal digital). El contenido de armónicos es menor que en la onda cuadrada. En el gráfico se representa en color azul. Son los que mejor relación calidad/precio ofrecen. Inversores de onda senoidal: con una electrónica más elaborada se puede conseguir una onda senoidal pura. Hasta hace poco tiempo estos inversores eran grandes y caros, además de ser poco eficientes (a veces sólo un 40% de eficiencia). Últimamente se han desarrollado nuevos inversores senoidales con una eficiencia del 90% o más, dependiendo de la potencia. La incorporación de microprocesadores de última generación permite aumentar las prestaciones de los inversores con servicios de valor añadido como telecontrol, contaje de energía consumida,... Sin embargo su coste es mucho mas elevado que el de los inversores menos sofisticados.


11

2.7.4 Protecciones Además de las protecciones integradas en el inversor, es necesario equipar la instalación con protecciones adicionales que protejan tanto la seguridad de la instalación y equipos como la seguridad de las personas responsables de su funcionamiento y mantenimiento. La implantación de protecciones deberemos llevarla a cabo atendiendo a la reglamentación vigente para éste tipo de instalaciones, artículo 11 del Real Decreto 1663/2000 y al Reglamento Electrotécnico de Baja tensión: Al tener tanta potencia continua como potencia alterna, además de equipar la instalación con las protecciones anteriores, serán necesarios dos grupos diferenciados de protecciones para cada caso que se definirán en el anexo de cálculos del proyecto:

a) Protecciones de continua: Este tipo de aparamenta se instalará en la fase de potencia continua de la instalación fotovoltaica, es decir, desde los paneles solares hasta la entrada del inversor.

b) Protecciones de alterna: Estas protecciones se instalarán en la parte de la

instalación donde existe potencia alterna, es decir, desde la salida del inversor hasta el punto de conexión de la red de suministro.

2.7.5. Sobrecargas soportadas Tal y como describe el Pliego de condiciones Técnicas del IDAE, la estructura soporte de los módulos solares deberá resistir sobrecargas del viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en la normativa básica de la edificación NBE-AE-88. Para este caso, no se considerarán sobrecargas por nieve puesto que en esta zona de la provincia de Tarragona no existe apenas riesgo de producirse nevadas durante el invierno y si ocurren, son de baja intensidad no ocasionando posibles sobrecargas a las estructuras. Por otro lado, se tendrá en cuenta la sobrecarga producida por el viento en dicha zona, la estructura será dimensionada para soportar vientos de unos 140 km/h como máximo. Éste cálculo se realizará partiendo de la norma MV-103 para soportar cargas extremas debidas a factores climatológicos adversos como es el viento.

Esquema de fuerzas sobre estructura


12

En su camino, el viento encontrará una superficie obstáculo de altura definida por las dimensiones de los paneles solares y la inclinación a la que se encuentran. Cuanta mayor sea la inclinación de los paneles solares, mayor será la superficie obstáculo para el viento y por tanto, mayor será la carga que ejerza el viento sobre la estructura, por éste motivo, al tener dos posibles posiciones de los paneles, se dimensionará la estructura poniendo la parte mas larga del panel sobre la superficie de la cubierta y con una inclinación de 35º.

2.7.6. Estudio energético y de rendimiento El diseño de la instalación de la central fotovoltaica comienza con el análisis de la situación del emplazamiento, teniendo en cuenta la latitud, longitud, altitud i orientación del edificio. Para definir en qué posición se orientarán los módulos se analiza la forma de la cubierta teniendo en cuenta su orientación respecto al Sur, y se estudia cual es el ángulo óptimo de captación de los módulos, se deben tener en cuenta diferentes factores como son la producción pero también las posibilidades en cubierta, seguridad, costes, viabilidad, potencia, se debe buscar la mejor relación de todos estos factores y se debe analizan los posibles obstáculos existentes en la cubierta ya que pueden afectar con sombras al campo fotovoltaico y perjudicar directamente sobre la producción. Con esta información ya se realiza una configuración y la distribución preliminar de la planta sobre la cubierta, calculando el número de módulos que se pueden colocar y la potencia pico de la instalación. 2.7.7. Radiación. Inclinación y orientación de los módulos. La latitud, la longitud y la altitud son parámetros clave para determinar la radiación disponible en el lugar donde se construirá la planta. Los datos de radiación seran extraídos de la base de datos de PVGIS (Photovoltaic Geographical Information system) de la Comisión Europea totalmente actualizadas con un ángulo de desviación de 35º Este de azimut, aprovechando la orientación SUR de la cubierta. 2.7.8 Estudio de obstáculos y sombras en el campo fotovoltaico Una vez definida la orientación y la inclinación de los módulos que forman parte del generador fotovoltaico se debe analizar la presencia de obstáculos que puedan afectar a la planta con la proyección de sombras sobre el generador fotovoltaico. Se debe evitar siempre el sombreado de los módulos, ya sea por sombras temporales o permanentes, puesto que estas causan la reducción del rendimiento de la instalación. Es importante evitar sombras en las horas de máxima radiación (aproximadamente entre las 10:00h y las 15:00h, hora solar). La distancia de sombreado se calculara para el dia de menor elevación del sol, es decir, para en el solsticio de invierno (21 de diciembre). Así pues el sombreado de las células tendrán efectos directos sobre el rendimiento total de la planta.


13

Tipos de sombreado:

- Sombreado temporal: se produce por la nieve, hojas caídas, deposiciones de pájaros y de otros factores que pueden causar suciedad. Este sombreado se puede evitar fácilmente con una inclinación adecuada de los módulos y un mantenimiento preventivo.

- Sombreado permanente: sombras provocadas por los componentes del mismo edificio dónde se instala la planta fotovoltaica o por el entorno. Este sombreado debe evitarse siempre.

2.7.9 Mantenimiento de la instalación Como se indica en el Pliego de Condiciones Técnicas, deberá realizarse un plan de mantenimiento adecuado en la instalación solar fotovoltaica para asegurar el correcto funcionamiento y óptima explotación de la instalación, además de estos objetivos, con dicho plan de mantenimiento conseguiremos aumentar la eficiencia y la duración de la instalación. Dentro del plan se deberán realizar dos tipos de mantenimiento: -Mantenimiento preventivo: este tipo de mantenimiento consiste en inspeccionar visualmente la instalación solar y verificar que los distintos equipos como inversores y paneles solares y dispositivos como protecciones de la instalación funcionan correctamente. Según el Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE, si la instalación es de potencia inferior a 5kWp, debe realizarse una visita al año como mínimo, mientras que si la instalación fotovoltaica es de potencia superior, deberá realizarse una visita cada seis meses a la instalación, en la cual deberán comprobarse las protecciones eléctricas, el estado de los módulos solares así como sus conexiones, el estado del inversor, protecciones y estado de de los aislamientos de los conductores. -Mantenimiento correctivo: en este plan de mantenimiento entran todas las operaciones de sustitución necesarias para asegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. Ambos tipo de mantenimiento deberá realizarse por personal cualificado para este tipo de instalaciones fotovoltaicas y todas las operaciones llevadas a cabo deberán ser registradas en un informe técnico.


14

2.8. Instalación solar fotovoltaica 2.8.1. Módulos fotovoltaicos La elección de paneles de monocristalino es por su elevada eficiencia frente a las policristalinas y amorfas, ya que lo que interesa es sacar la máxima producción posible para obtener un mayor beneficio con la venta de energía. Los módulos utilizados son del modelo BS-185S del fabricante Brisban Solar, de 185 W de potencia pico. Ofrecen garantía 100% Española, de defectos materiales para un período de 5 años y una garantía de producción del módulo durante 25 años. Brisban garantiza una producción del 90% de la potencia nominal durante los primeros 12 años y del 80% de la potencia nominal durante los primeros 25 años. Los módulos se fabrican con células de alto rendimiento (15,7%) de tecnología de silicio monocristalino y disponen de los certificados IEC 61215, IEC 61730 aplicación Clase A (TÜV) y marcado CE. Además, los módulos presentan baja tolerancia del 3% de potencia, lo que permite contar con bajas discrepancias en cuanto a las indicaciones generales.

BRISBAN BS-185S Si-Monocristalino

CARACTERÍSTICAS ELECTRICAS Potencia Pico (W) 185 Tolerancia Potencia (%) 3 Voltaje a circuito abierto (V) 44,88 Corriente a cortocircuito (A) 5,48 Voltaje a potencia máxima (V) 36,45 Corriente a potencia máxima (A) 5,08 CÉLULAS

Tipos de células Silicio

monocristalino Número de células 72 serie CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Longitud (mm) 1580 Anchura (mm) 808 Espesor (mm) 35 Peso (Kg) 17 Con esta elección se obtiene una potencia pico en módulos de 103.600 W con un total de 560 módulos. Los módulos se conectan entre sí en serie 14 módulos y en 4 filas para conseguir la tensión de trabajo del inversor en el punto de máxima potencia. De cada una de las series se harán llevar los dos cables (positivo y negativo) hasta la caja de protección en continua. Los polos positivos y negativos se conducirán por separado y protegidos según la normativa vigente. Todo el cableado estará en corriente


15

continua de doble aislamiento y adecuado para el uso a la intemperie de acuerdo con la norma UNE 21123. La caída máxima admisible en los tramos de CC será de 0% es decir, evitaremos que se produzca caída de tensión aumentando la sección del cable. La distribución del cableado se realizará con bandejas metálicas perforadas, que permiten una óptima evacuación del calor y por tanto se optimiza el rendimiento. El cableado se protegerá de la luz directa gracias a las tapas metálicas de estas bandejas.

2.8.2. Inversor Para el diseño de la instalación se elegirá el modelo trifásico PV-10 del fabricante Green Power Tech. Este modelo esta realizado con tecnología de última generación, utilizando módulos IGBT de alto rendimiento y modulación PWM de alta frecuencia. Esta tecnología permite el cumplimiento de las normativas más exigentes, cumple con la Directiva 89/336/EWG de la unión europea respecto a compatibilidad electromagnética y con los requisitos de seguridad de las personas y cosas exigidos por la Directiva 2006/95/CE, también cumple con el RD 1578/2008 y RD 1663/200. A continuación una imagen del inversor escogido una breve descripción de las características técnicas y físicas de este inversor:

También llevara incorporadas protecciones frente a, sobretensiones en DC y AC, sobrecargas y cortocircuitos en AC, sobrecorrientes en DC, fallo de aislamiento en DC, modo isla, variaciones de tensión en red, errores en la frecuencia de salida, polarización inversa, sobretemperatura, posibilidad de desconexión manual, frente corrientes asimétricas.

Entrada DC

Rango de tensiones (MPPT) (V) 425-800

Máxima tensión (V) 900

Máxima corriente (A) 25

Máxima pot. Fv recomend. (kWp) 12

Salida AC

Tensión (V) 3x400

Potencia nominal (Kw) 10

Intensidad máxima (A) 17,5

Eficiencia máxima (%) 96

CARACTERÍSTICAS FÍSICAS

Anchura (mm) 550

Profundidad (mm) 250

Altura (mm) 650

Peso (kg) 80


16

El diagrama esquematico del circuito del inversor trifásico utilizando tecnología de última generación, utilizando módulos IGBT de alto rendimiento y modulación PWM de alta frecuencia:

Funcionamiento: Este circuito corresponde a un inversor trifásico con modulación PWM, que lo componen una señal moduladora senoidal, encargada de dar la referencia de la tensión de salida del inversor en forma y frecuencia y una señal portadora (con una frecuencia mucho mas alta para aproximarse mas a la onda senoidal) con forma triangular encargada de generar la frecuencia de los pulsos de disparo en los switch, los pulsos de disparo los conseguiremos por medio de la comparación de la señal portadora y la señal moduladora, a esta comparación se le denomina control PWM. Se utiliza este método ya que posee la característica de obtener una tensión en la carga similar en forma y frecuencia a la señal moduladora, cabe señalar que la amplitud de la señal moduladora no debe sobrepasar la señal portadora ya que de lo contrario se perdería el control de la tensión en la carga y se saturaría esta tensión.


17

2.8.3. Estructura, soporte módulos y anclajes El sistema de estructura escogido, sera fija a un angulo de 35º y anclado en cubierta, se ha escogido considerando la poca carga que representa este sistema en la cubierta de la nave. El sistema de anclaje y los elementos estructurales utilizados proporcionarán buena resistencia a los agentes atmosféricos. La estructura soportara vientos muy fuertes de 140 Km/h como máximo (valores mínimos recogidos en el CTE), así como otros agentes atmosféricos como el viento. Los materiales con los que se trabaja son resistentes la corrosión intemperie. El sistema de anclaje será mediante un tornillo autoroscante a la parte superior de las correas de la nave, (como el que se observa en la fotografía), los módulos fotovoltaicos se anclan sobre una serie de carriles colocados en horizontal y vertical con la inclinación de 35º y orientación SUR. Este tornillo autorroscante será de las características suficientes para aguantar las sobrecargas calculadas debidas al viento, en el anexo de cálculos 3.1.14.

Detalle A

Detalle B

2

1

4

2

46 3

2.8.4. Cable, Tubos y canales Parte corriente continua (D.C.) En esta tabla se mostraran los resultados obtenidos del tipo de cable a instalar en la parte de D.C. de la instalación, así como el tipo de tubo o canal donde irán alojados:


18

Tramo

L S admI ,max [A]

Tipo cable Canalización

[m] [mm2]

Conexión entre paneles

22,12 2x6 70 ZZ-F (AS) 1,8 kV DC,

Cu Al aire, grapados a la

estructura de los modulos

Grupo paneles1 -Inversor

23 2x25 140 XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8

kV DC,cu Rejilla metal 20 mm


36 2x35 174 XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8



15 2x16 107 XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8



15 2x16 107 XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8



36 2x35 174 XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8



19 2x25 140 XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8



31,6 2x35 174 XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8



10,5 2x10 80 XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8



10,5 2x10 80 XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8


Grupo paneles10 -

Inversor 31,6 2x35 174

XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8 kV DC,cu Rejilla metal 20 mm

Parte corriente alterna (A.C.) En esta tabla se mostraran los resultados obtenidos del tipo de cable a instalar en la parte de A.C. de la instalación, así como el tipo de tubo o canal donde irán alojados:

Tramo L S admI ,max [A]


[m] [mm2]

Salida inversores-embarrado

6 3x6 44 RV-K 0,6/1 kV, Cu Rejilla metal 20 mm

Cuarto Inversores.1-C.T.

49 3x240+1x150 550 RV 0,6/1 kV, Al Tubo corrugado doble pared URALITA Ø160

mm

Cuarto Inversores.2-C.T.

49 3x240+1x150 550 RV 0,6/1 kV, Al Tubo corrugado doble pared URALITA Ø160

mm


19

En el interior de los dos cuartos de inversores, habrá un Cuadro General de Mando y protección que albergara los circuitos de iluminación y tomas de corriente, los resultados obtenidos del tipo de cable y tubo se describen en la siguiente tabla:

Tramo L S admI ,max [A]


[m] [mm2]

Embarrado - C.G.M.P. (Derivación individual)

4 2x6+TT6 27 H07V 450/750V Cu

Ø 32 mm

C1- Iluminación 7 2x1,5+TT1,5 11,5 H07V 450/750V Cu

Ø 16 mm

C2- Tomas corriente 3 2x2,5+TT2,5 16 H07V

450/750V Cu Ø 20 mm

2.8.5. Zanja de B.T. La canalización, se ejecutará por terreno de dominio privado, propiedad del titular de esta instalación, por lo que no hará falta ningún tipo de permiso para la apertura de la zanja. El trazado será lo más rectilíneo posible y se evitaran ángulos pronunciados. El tubo ira protegido mecánicamente a trabes de placas de polietileno dispuestas encima del tubo a 0,25 m del lecho de la zanja. Entre 0,10 y 0,20 m por debajo de la rasante del terreno se colocará una cinta de señalización que advierta la existencia de cables eléctricos de BT. Se tendrán dos tramos de zanja, un trazado ira del cuarto de inversores 1 al C.T. con una longitud de 42 m y el otro tramo ira del cuarto de inversores 2 al C.T. con una longitud de 42 m.

Las dimensiones de la zanja serán 0,4x0,7 m, por lo que el volumen de tierra a escavar será de 23,52 m3. Ver plano nº 9

2.8.6. Dispositivos de protección y elementos de conexión Se dotará a la instalación de todo un sistema de protección frente a sobreintensidades mediante interruptores magnetotérmicos, y contactos directos e indirectos mediante interruptores diferenciales. Asimismo se dispondrá de un sistema de fusibles tipo Gg (uno por cada rama y polo) que hagan las veces de seccionador en todas las labores de mantenimiento necesarias. Ver plano nº 4 Protecciones en continua Cortocircuito: El cortocircuito es un punto de trabajo no peligroso para el generador fotovoltaico, ya que la corriente está limitada a un valor cercano a la máxima de operación normal del mismo. Como medio de protección se incluyen fusibles tipo gG normalizados de 10 A con un poder de corte de 20kA. Se instalaran en cada polo, y actúaran también como protección contra sobrecargas.


20

Como medida de protección contra las personas: Sera recomendable la conducción separada del positivo y el negativo, evitando así la realización o eliminación accidental de un cortocircuito producido por daños de aislamiento. Sobrecargas: Aunque el inversor obliga a trabajar al generador fotovoltaico fuera de su punto de máxima potencia cuando la potencia de entrada es excesiva, el fusible introducido en el sistema en cada polo sirve de protección contra sobrecargas y adicionalmente, facilita las tareas de mantenimiento. Protecciones en alterna Cuarto de inversores -A la salida de cada inversor irán, un interruptor magnetotérmico 3P x 16A poder de corte 15 kA curva C y un interruptor diferencial 3P de 20 A, 30 mA. -Para proteger la línea subterránea de BT, se instalara un interruptor magnetotermico general, 4p de 100 A curva C, poder de corte 15 kA, que será superior a los 6,17 kA calculados para ese punto en el apartado 3.4.3.3. del anexo de cálculos. -Se instalara también dentro de cada cuarto de inversores, una base de enchufe de 2p 16 A y un punto de luz 40 w, e ira protegido por un interruptor magnetotermico de 2p x16 A poder de corte 15 kA curva C, un interruptor magnetotermico de 2p x10 A poder de corte 15 kA curva C y un diferencial de 2p 40 A, 30 mA. Cuadro B.T. en interior del C.T. - Se instalara, un interruptor automático seccionador 4P de 200 A curva C, poder de corte 15 kA, que será superior a los 7,56 kA calculados para ese punto en el apartado 4.3.3. del anexo de cálculos, este ira ubicado antes de contador bidireccional o doble contador. Para operaciones y mantenimiento de la instalación.

Protecciones incorporadas en el inversor -Protección contra sobrecargas y cortocircuitos; sirven para detectar posibles fallos producidos en los terminales de entrad o salida del inversor. -Protección contra calentamiento excesivo; si la temperatura del inversor sobrepasa un determinado valor umbral, el equipo deberá pararse y mantenerse desconectado hasta alcanzar una temperatura inferior. -Protección de funcionamiento modo isla; para desconectar el inversor en caso de que los valores de tensión y frecuencia de red estén por fuera de unos valores umbral para un funcionamiento adecuado al estar funcionando sin apoyo de la red. -Protección de aislamiento; sirve para detectar posibles fallos de aislamiento en el inversor.


21

-Protección contra inversión de polaridad; para proteger el inversor contra posibles cambios en la polaridad desde los paneles fotovoltaicos. 2.8.7. Solución de análisis de sombras y obstáculos La distancia entre paneles para que no se sombreen de unos a otros, será de 1,68 m, tal y como se ha dimensionado en el anexo de cálculos apartado 3.1.8. En la instalación no habrá ningún obstáculo que permita la aparición de sombras en los paneles. 2.8.8. Mantenimiento instalación fotovoltaica Mantenimiento del panel fotovoltaico El mantenimiento básico del panel solar fotovoltaico comprende las acciones siguientes: -Limpiar sistemáticamente la cubierta frontal de vidrio del panel solar fotovoltaico (se recomienda que el tiempo entre una limpieza y otra se realice teniendo en cuenta el nivel de suciedad ambiental. se aconseja cada dos meses). La limpieza debe efectuarse con agua y un paño suave. -Verificar que no haya terminales flojos ni rotos, que las conexiones estén bien apretadas y que los conductores se hallen en buenas condiciones. -Verificar que la estructura de soporte esté en buenas condiciones. -Pode sistemáticamente los árboles que puedan provocar sombra en el panel solar fotovoltaico. No poner objetos cercanos que puedan dar sombra, como los tanques de agua y las antenas. En el caso de los árboles se debe prever su poda cuando sea necesario Mantenimiento al inversor -Verificar que el área de ubicación del inversor se mantenga limpia, seca y bien ventilada. -Verificar que el inversor esté protegido de los rayos solares. -Comprobar que el inversor funciona adecuadamente y que no se producen ruidos extraños dentro de él. En caso de que la operación sea defectuosa o no funcione, contactar al personal especializado. 2.8.9. Pérdidas y rendimiento energético El rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”, se define como el porcentaje de distorsión de energía anual producida entre el diseño técnico de la instalación y la producción real en condiciones reales de trabajo. Los principales motivos que pueden afectar al rendimiento de la instalación son:


22

Dispersión de parámetros entre módulos La potencia de todos los módulos fotovoltaicos no es exactamente idéntica, y aunque dos módulos tengan la misma potencia, puede ser que sus tensiones e intensidades sean diferentes. Esto trae consigo que al ponerlos en serie se produzca una pérdida de potencia si se utiliza dentro de la misma serie paneles con distintas características eléctricas. Para minimizar este efecto, los módulos están clasificados en intensidad, (lo que se indica en un adhesivo con una letra que se coloca en el marco del panel), de manera que se pueda, en la instalación, escoger los paneles adecuados para armar las distintas series. Como los módulos garantizan una potencia real en un rango igual a ±3% de la nominal, las posibles pérdidas por dispersión de potencia podemos estimarlas en un 1%. Efecto de la temperatura Por cada grado que aumenta sobre las células del panel fotovoltaico, este presenta unas pérdidas de potencia, que serán del orden del 6,4%. Pérdidas por suciedad sobre los módulos Con un mantenimiento adecuado de la instalación, las pérdidas por suciedad en los módulos no tienen por qué superar el 1%, salvo condiciones extremas que serán consideradas en cada caso. Pérdidas por inclinación, azimut y sombras En base a los estudios de la instalación, se ha de procurar conseguir que estas pérdidas sean 0%. Pérdidas debidas al nivel de irradiancia En los días no soleados, se producirán perdidas ya que el modulo no trabajara en su máxima plenitud. Estas pérdidas se consideran del 3,5% Pérdidas por degradación fotónica Estas pérdidas se deben a un proceso natural de degradación de todas las células de silicio cristalino y se produce al exponer al sol por primera vez al panel fotovoltaico, y es aproximadamente igual al 1%. Rendimiento del inversor Es evidente que un inversor tiene siempre unas pérdidas en su funcionamiento, que podemos dividir en dos grupos: 1. Pérdidas de autoconsumo (independientes de la potencia de operación), pérdidas en el


23

transformador de salida, dispositivos de control, regulación, medidores e indicadores, y en los dispositivos de seguridad, dichas pérdidas, al estar conectados los inversores a la corriente de servicio serán nulas. 2. Pérdidas linealmente dependientes de la potencia de operación (diodos, dispositivos de conmutación, etc.), se consideraran un 4% Pérdidas de cableado Son las pérdidas debidas a las caídas de tensión y calentamiento de los conductores. En este aspecto tampoco se tendrán perdidas ya que el cableado de la instalación se ha dimensionado para que haya 0% de perdidas. -En resumen se consideran unas pérdidas totales en la instalación de 16,9 % con un rendimiento energético del 83,1%. 2.8.10. Producción real y teórica de la instalación

Glob inc PR Pt Pr

[kwh/m2] [%] [kwh] [kwh]

Enero 96 83,1 9945,6 8264,7936

Febrero 132,7 83,1 13747,72 11424,3553

Marzo 171,1 83,1 17725,96 14730,2728

Abril 172,5 83,1 17871 14850,801

Mayo 182,1 83,1 18865,56 15677,2804

Junio 189,4 83,1 19621,84 16305,749

Julio 200,7 83,1 20792,52 17278,5841

Agosto 184,8 83,1 19145,28 15909,7277

Septiembre 164,8 83,1 17073,28 14187,8957

Octubre 130,1 83,1 13478,36 11200,5172

Noviembre 94,2 83,1 9759,12 8109,82872

Diciembre 79,6 83,1 8246,56 6852,89136

Total año 1798,2 83,1 186293,52 154809,915 Donde: Glob inc: Irradiación sobre el plano receptor PR: Rendimiento de la instalación Pt: Producción teórica Pr: Producción real


24

2.8.11. Ingresos Con los datos obtenidos del RD 1578/2008 se puede observar que el precio del kwh para generación en régimen especial es de 0,32 € por cada kwh. Los ingresos mensuales que se obtienen con la producción mensual es la siguiente.

Pr INGRESOS

[kwh] [€]

Enero 8264,7936 2644,73395

Febrero 11424,3553 3655,7937

Marzo 14730,2728 4713,68728

Abril 14850,801 4752,25632

Mayo 15677,2804 5016,72972

Junio 16305,749 5217,83969

Julio 17278,5841 5529,14692

Agosto 15909,7277 5091,11286

Septiembre 14187,8957 4540,12662

Octubre 11200,5172 3584,16549

Noviembre 8109,82872 2595,14519

Diciembre 6852,89136 2192,92524

Total año 154809,915 49539,1728 2.8.12. Amortización La amortización de la instalación se realizara en 10 años, considerando que los 0,32 € que paga la compañía por la venta de energía fotovoltaica a la red se mantenga constante durante esos 10 años. Para ver la tabla de amortización ver punto 3.1.14 en anexo de cálculos.

0

5000

10000

15000

20000

25000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Produccion teorica

Produccion real


25

2.9. Centro de transformación 2.9.1. Situación y emplazamiento El Centro de Transformación estará ubicado en el interior de la parcela donde se realizara la instalación, y situado en la vía pública para que pueda acceder directamente la compañía. Ver plano nº 3 2.9.2. Características generales El centro de transformación elegido será del tipo Cliente, compacto prefabricado tipo PFU-5 de marca ORMAZABAL y se alimentara en PUNTA, empleando para su aparellaje celdas modulares CGM de Ormazabal con aislamiento y corte en gas SF6, con una función específica para cada modulo, que nos permite configurar diferentes esquemas según las necesidades que se tengan.

La acometida de entrada al CT será subterránea, y se reservara una celda de salida por si se procede una nueva conexión de otro CT. La celda de entrada, será tele mandada y motorizada, la operación de esta celda corresponde exclusivamente a la empresa distribuidora.

Se precisa un suministro de energía a una tensión de 400 V, con una potencia máxima simultánea de 100 kW. Para atender a las necesidades arriba indicadas, y previendo un posible aumento de potencia generada en la instalación solar, la potencia total instalada en este Centro de Transformación sera de 250 kVA. La medida de la energía se realizara en el lado de Media Tensión 2.9.3. Accesos Los accesos permitirán: - El movimiento y colocación de los elementos y maquinaria necesarios para la realización adecuada de la instalación con medios mecánicos. - Ejecutar las maniobras propias de su explotación en condiciones óptimas de seguridad para las personas que lo realicen. - El mantenimiento y sustitución del material. -En la distribución en planta del CT se preverá un espacio necesario para una posible ampliación de manera que permita como mínimo la instalación de una celda de línea MT de salida hacia otro C.T..


26

2.9.4. Dimensiones Dimensiones exteriores del PFU-5 Longitud: 6080 mm Fondo: 2380 mm Altura: 3240 mm Altura vista: 2780 mm Peso: 18500 kg Dimensiones de la excavación Longitud: 6880 mm Fondo: 3180 mm Profundidad: 560 mm 2.9.5. Red de suministro La red de la cual se suministrara el Centro de Transformación será del tipo subterráneo, con una tensión de 25 kV, una frecuencia de 50 Hz. La potencia de cortocircuito en el punto de acometida, según los datos suministrados por la compañía eléctrica, es de 500 MVA, lo que equivale a una corriente de cortocircuito de 11,547 kA eficaces.

2.9.6. Transformador de potencia

Sera el encargado de elevar la tensión generada por los inversores de 400 V entre fases hasta la tensión de la línea de 25 Kv.

Este será trifásico de 36 Kv de tensión de aislamiento, construido según las normas citadas anteriormente, de marca COTRADIS, con neutro accesible en el secundario, de potencia 250 kVA y refrigeración natural aceite, de tensión primaria 25 kV y tensión secundaria 420 v en vacio.

Potencia 250 kVA Tensión nominal primaria 25 kV Tensión nominal secundaria (en vacio) 420 V Tensión de aislamiento 36 kV Perdidas en vacio 650 W Perdidas en carga 3500 W Regulación en el primario +/- 2,5%, +/- 5%, +/- 10% Tensión de cortocircuito 4.5% Grupo de conexión Dyn 11 Nivel de potencia acústica 62 dB Volumen del aceite 260 l Peso total 1000 kg Protección incorporada Relé DGPT2


27

2.9.7. Celdas de Media Tensión

Las celdas de Media Tensión del interior del centro de transformación son las encargadas de proteger al transformador de cualquier perturbación en el funcionamiento normal.

El sistema escogido son las celdas modulares CGM de Ormazabal con aislamiento y corte en gas SF6. Son del tipo modular con una función especifica para cada modulo, que nos permite configurar diferentes esquemas según las necesidades que se tengan.

La configuración escogida consta de los siguientes elementos:

Numero de celda

Designación Descripción

1 CGM.3-L Celda de línea de ENTRADA, es la encargada de recibir los conductores de la línea de alimentación al CT.

2 CGM.3-L Celda de RESERVA, será la encargada de reservar un espacio que albergara una celda de salida, para una futura alimentación de un nuevo CT.

3 CGM.3-V Celda de PROTECCION GENERAL, será la encargada de proteger el CT en su totalidad, permitiendo el corte o alimentación de toda la instalación.

4 CGM.3-M Celda de MEDIDA, se utilizara para albergar los transformadores de tensión e intensidad que alimentaran los dispositivos de medida del CT.

A continuación se describirán las características de cada tipo de celda:

Celda de línea CGM.3-L La celda CGM.3-L de línea, está constituida por un módulo metálico con aislamiento y corte en gas, que incorpora en su interior un embarrado superior de cobre, y una derivación con un interruptor-seccionador rotativo, con capacidad de corte y aislamiento, y posición de puesta a tierra de los cables de acometida inferior-frontal mediante bornas enchufables. Presenta también captadores capacitivos ekorVPIS para la detección de tensión en los cables de acometida y alarma sonora de prevención de puesta a tierra ekorSAS. Su mando sera motorizado tipo “BM”, y dispone de una unidad de control integrado “ekorRCI-2022B” - Características eléctricas:

· Tensión asignada: 36 kV · Intensidad asignada: 630 A · Intensidad de corta duración (1 s), eficaz: 21 kA · Intensidad de corta duración (1 s), cresta: 52,5 kA · Nivel de aislamiento - Frecuencia industrial (1 min) a tierra y entre fases: 70 kV - Impulso tipo rayo a tierra y entre fases (cresta): 170 kV


28

- Características físicas:

· Ancho: 418 mm · Fondo: 850 mm · Alto: 1745 mm · Peso: 138 kg

Celda de protección general CGM.3-V La celda CGM.3-V de protección general, provista de un interruptor automático de corte en vacio en serie con el seccionador de tres posiciones (conectado, seccionado y puesto a tierra), se utiliza para las maniobras de conexión, desconexión y protección general de la instalación, permitiendo comunicar con el embarrado del conjunto general de celdas. - Características eléctricas:

* Tensión asignada: 36 kV * Intensidad asignada: 630 A * Intensidad de corta duración (1 s), eficaz: 21 kA * Intensidad de corta duración (1 s), cresta: 52,5 kA * Nivel de aislamiento - Frecuencia industrial (1 min) a tierra y entre fases: 70 kV - Impulso tipo rayo a tierra y entre fases (cresta): 170 kV


* Ancho: 600 mm * Fondo: 850 mm * Alto: 1745 mm * Peso: 240 kg

- Otras características constructivas:

* Mando interruptor automático: Manual tipo AV

* Relé de protección: ekorRPG-2001B

Celda de Medida CGM.3-M La celda CGM.3-M de medida es un módulo metálico, construido en chapa galvanizada, que permite la incorporación en su interior de los transformadores de tensión e intensidad que se utilizan para dar los valores correspondientes a los aparatos de medida, control y contadores de medida de energía. Por su constitución, esta celda puede incorporar los transformadores de cada tipo (tensión e intensidad), normalizados en las distintas compañías suministradoras de electricidad.


29

La tapa de la celda cuenta con los dispositivos que evitan la posibilidad de contactos indirectos y permiten el sellado de la misma, para garantizar la no manipulación de las conexiones. - Características eléctricas:

* Tensión asignada: 36 kV - Características físicas:

* Ancho: 900 mm * Fondo: 1160 mm * Alto: 1950 mm * Peso: 290 kg

La celda dispondrá en su interior 3 Trafos de Tension (3TT) y 3 Trafos de Intensidad (3TI), estos serán de aislamiento seco y construido atendiendo a las correspondientes normas UNE y CEI, con las siguientes características: * Transformadores de tensión Relación de transformación: 27500/V3-110/V3 V Sobretensión admisible en permanencia: 1,2 Un en permanencia y 1,9 Un durante 8 horas Potencia de medida: 50 VA Clase de precisión: 0,5 * Transformadores de intensidad Relación de transformación: 10-20/5 A Intensidad térmica: 80 In (mín. 5 kA) Sobreint. admisible en permanencia: Fs <= 5 Potencia de medida: 15 VA Clase de precisión: 0,5s Celda Reserva: CGM.3-L La celda CGM.3-L de línea, está constituida por un módulo metálico con aislamiento y corte en gas, que incorpora en su interior un embarrado superior de cobre, y una derivación con un interruptor-seccionador rotativo, con capacidad de corte y aislamiento, y posición de puesta a tierra de los cables de acometida inferior-frontal mediante bornas enchufables. Presenta también captadores capacitivos ekorVPIS para la detección de tensión en los cables de acometida y alarma sonora de prevención de puesta a tierra ekorSAS. Su mando sera motorizado tipo “BM”, y dispone de una unidad de control integrado “ekorRCI-2022B” - Características eléctricas:


30

· Tensión asignada: 36 kV · Intensidad asignada: 630 A · Intensidad de corta duración (1 s), eficaz: 21 kA · Intensidad de corta duración (1 s), cresta: 52,5 kA · Nivel de aislamiento - Frecuencia industrial (1 min) a tierra y entre fases: 70 kV - Impulso tipo rayo a tierra y entre fases (cresta): 170 kV


· Ancho: 418 mm · Fondo: 850 mm · Alto: 1745 mm · Peso: 138 kg

2.9.8. Telemando integrado Todas las celdas de línea de los centros de transformación serán motorizadas y telemandadas según marca el servicio de planificación de Endesa Distribución Energía. Para conseguir la continuidad del suministro eléctrico después de un defecto en una línea de Media Tensión, es necesario, una reconfiguración rápida de la red de distribución. De esta manera, cuando se produce una falta n una línea y a través de diversos centros de transformación telemandados, será posible localizar el defecto, aislarlo y restablecer el servicio al resto de la red. Todo esto es posible gracias al telemando de centros de transformación y a través de las operaciones de detección de defecto y a la operación (apertura y cierre) de las funciones conectadas a la red de distribución. Este sistema de telemando está basado en la integración de las celdas motorizadas de distribución pública con el sistema de telemando Ekor del mismo fabricante que las celdas y centros de transformación. En el interior de las celdas van instalados dos toroides de fase y un toroide homopolar que alcanza las tres fases para las detecciones de los pasos de falta. En el armario de baja tensión del telemando incluye: Tres relés de presencia de tensión para función de línea Conectores tipo “harting” hembra para la señalización de los contactos de las funciones de línea y protección. Conectores tipo “harting” hembra para la señal de intensidad de los transformadores toroides Magneto térmicos y regletas auxiliares Un armario de comunicación Easergy 200I, equipado con la fuente de alimentación, el módulo de comunicación y el módulo de control y explotación local para 4 vías (funciones de línea y/o protección (radio/GSM, …) Conjuntos de cables de conexión tipo “harting”, para realizar las conexión externas de forma segura entre los equipos de telemando y las celdas.


31

2.9.9. Cuadros Baja Tensión del C.T.

El Cuadro de Baja Tensión se encontrara en la salida del transformador, ubicado dentro del CT, se definirá como un conjunto de aparamenta de BT cuya función es recibir el circuito principal de BT procedente del transformador MT/BT y distribuirlo en un circuito individual. El cuadro albergara los siguientes elementos:

* Interruptor manual de corte en carga tetrapolar de 200 A, 15kA. * Interruptor diferencial bipolar de 25 A, 30 mA. * Interruptor magnetotermico bipolar 16 A, 15kA. * Interruptor magnetotermico bipolar 10 A, 15kA. * Base enchufe bipolar con toma de tierra de 16 A/ 230 V.

2.9.10. Puentes Media Tensión del C.T. Se instalara un juego de puentes de MT, que conexionara las celdas con el primario del transformador, mediante Cable MT 18/30 kV del tipo RHZ1, unipolares, con conductores de sección y material 3x150 Al. Irán montados sobre bandeja metálica perforada. La terminación al transformador se hará mediante terminal tipo EUROMOLD de 36 kV del tipo como difusor y modelo OTK. En el otro extremo, en la celda, la terminación se hara mediante conectores tipo EUROMOLD de 36 kV del tipo enchufable acodado y modelo M-400-LR. 2.9.11. Puentes Baja Tensión del C.T. Se instalara un juego de puentes de BT entre el secundario del transformador y el Cuadro de BT del CT, mediante conductor RV-k 0,6/1kV 3x240+1x240 mm2 Al, aislamiento de XLPE , unipolares instalados al aire cuya intensidad admisible a 40ºC de temperatura ambiente es de 344 A.

2.9.12. Medida de la energía eléctrica -Características generales Midiendo en el lado de BT se ahorrara dinero en equipos, pero las perdidas por transformación y transporte se incluirán en la factura aplicando un coeficiente de reduccion, por eso se escogerá la opción de medir en MT, las características se recogen a continuación, según las Normas Tecnicas Particulares de la compañía Fecsa-Endesa.


32

El contador será del tipo estático multifunción, para la medida de energía activa en ambos sentidos de circulación (compra y venta) y reactiva en 4 cuadrantes, programados con la discriminación horaria vigente y necesaria para la facturación. (En el programa “contrato 2” se programa la importación y en el “contrato 3” la exportación). Para la bonificación de la energía reactiva, será obligatorio que el equipo de medida registre la curva de carga horaria y cuarto horaria. El contador tendrá que tener acceso permanente desde el exterior para facilitar las labores de mantenimiento, lectura, verificación, etc. Asimismo también será accesible desde el interior del interior del CT, mediante soporte basculante, para poder realizar las operaciones de medida y supervisión en caso de climatología adversa. Se instalará en un módulo precintable que cumplirá las condiciones de doble aislamiento, en los cuales se dispondrán de regletas de verificación. Se situará de modo que el dispositivo de lectura esté a una altura de 1,8 m del suelo. Sus características esenciales serán las siguientes: · Clase de precisión de energía activa: 0,5S · Clase de precisión de energía reactiva: 1 · Sistema: trifásico · Tensión de referencia: 3 x 63,5/110V · Corriente base (Ib): 5 A · Corriente máxima (Imax): 7,5 A · Frecuencia nominal: 50 Hz. · Temperatura de funcionamiento: de -20ºC a 55ºC · Temperatura de almacenamiento: de -25ºC a 70ºC

-Telemedida El contador llevara instalado el sistema de telemedida, la alimentación del modem se realizara desde la instalación interior de la propia instalación, esta alimentación se colocara en un modulo de doble aislamiento, incorporando una base Schuko con toma de tierra (2x16 A a 230V). El esquema de montaje responderá al que se detalla en la NTP-IEMT punto 9.7. de Fecsa-Endesa.

-Conexionado y cableado Para los circuitos secundarios de tensión y corriente se instalara un conductor de 6 mm2 tipo H07Z1-K (As), este conductor ira desde los transformadores de medida hasta la regleta de verificación, por canalizaciones independientes y sin empotrar, de tubo aislante rigido de Ø32 mm. Para los circuitos del equipo de contaje, se instalara un conductor tipo H07Z1-K (As), con secciones 2,5 mm2, 4 mm2 , 1,5 mm2 para circuitos de tensión, corriente, auxiliar respectivamente. Estos conductores irán desde los transformadores de medida correspondientes hasta la regleta de verificación, y no tendrán ningún empalme ni derivación en todo su recorrido.


33

El conexionado se realizara con terminales pre aislados apropiados a los bornes del transformador de medida (de anilla), regleta de verificación (de punta corta) y los contadores (de punta larga). Los colores de identificación serán:

· Negro: Fase R · Marrón: Fase S · Gris: Fase T · Azul: Neutro · Amarillo-Verde: Tierra · Rojo: Circuito auxiliar

Los extremos de los conductores de unión entre los elementos de medida, se identificaran según la siguiente nomenclatura:

· Entrada del corriente: R, S, T · Salida del corriente: RR, SS, TT · Tensiones: 1, 2, 3, N

2.9.13. Red de puesta a tierra El procedimiento que se utiliza para el cálculo y justificación del sistema de puesta a tierra, es el que se especifica en la Instrucción Técnica MIE-RAT-13, además se comprueba, en todo momento, el cumplimiento de las Normas Técnicas Particulares de Fecsa-Endesa. Para la puesta a tierra de protección, se pondrán a tierra las partes metálicas que no estén en tensión normalmente pero que pudiesen estarlo en caso de averías, accidentes o sobretensiones (envolventes de las celdas y cuadros de BT, rejillas de protección, carcasa de los transformadores, armadura del edificio compacto, etc.). Para la puesta a tierra de servicio, se conectara a tierra el neutro del transformador de potencia para evitar tensiones peligrosas en BT, debido a faltas en la red de MT. Las puestas a tierra de protección y servicio constituirán tierras separadas e independientes con una distancia de separación de 13,78 m, de forma que se tomarán las medidas necesarias para evitar el contacto simultáneo inadvertido con elementos conectados a instalaciones de tierra diferentes, así como la transferencia de tensiones peligrosas de una instalación a otra. En el anexo de cálculos punto 3.4.13.8, se recogen los valores obtenidos, comprobándose la suficiencia de las redes de tierra proyectadas.


34

2.9.14. Instalaciones secundarias - Alumbrado El interruptor se situará al lado de la puerta de entrada, de forma que su accionamiento no represente peligro por su proximidad a la MT. El interruptor accionará los puntos de luz necesarios para proporcionar un nivel de iluminación suficiente para la comprobación y maniobra de los elementos del CT, el nivel medio serán 200 lux. Se dispondrá también un punto de luz de emergencia de carácter autónomo (1 hora), que señalizará el acceso al CT. La instalación se realizara con conductores H07V-K de 1,5 mm² cu, aislamiento PVC, tensión de aislamiento 450/750 v, en tubo de PVC rígido IP7 que ira grapado en la pared. - Protección contra incendios Según la MIE-RAT 14 en aquellas instalaciones con transformadores o aparatos cuyo dieléctrico sea inflamable o combustible de punto de inflamación inferior a 300ºC con un volumen unitario superior a 600 litros o que en conjunto sobrepasen los 2400 litros deberá disponerse un sistema fijo de extinción automático adecuado para este tipo de instalaciones, tal como el halón o CO2 . Como en este caso ni el volumen unitario de cada transformador, ni el volumen total de dieléctrico, que es de 240 litros superan los valores establecidos por la norma, se incluirá un extintor de eficacia 89B. Este extintor deberá colocarse siempre que sea posible en el exterior de la instalación para facilitar su accesibilidad y, en cualquier caso, a una distancia no superior a 15 metros de la misma. Si existe un personal itinerante de mantenimiento con la misión de vigilancia y control de varias instalaciones que no dispongan de personal fijo, este personal itinerante deberá llevar, como mínimo, en sus vehículos dos extintores de eficacia 89 B, no siendo preciso en este caso la existencia de extintores en los recintos que estén bajo su vigilancia y control.


35

2.10. Línea Subterránea de Media Tensión 2.10.1. Consideraciones

Según las NTP de Fecsa-Endesa, en el caso de un cable subterráneo de MT intercalado entre una línea aérea de MT y un CT, se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

En el tramo de subida hasta la línea aérea, el cable subterráneo irá protegido dentro de un tubo de hierro galvanizado. El tubo se obturará por su parte superior para evitar la entrada de agua y se empotrará en la cimentación del apoyo. Sobresaldrá 2,5 m por encima del nivel del terreno.

En el caso de tubo, su diámetro será como mínimo 1,5 y 2 veces el diámetro aparente de la terna de cables unipolares, para tubo aéreo y enterrado respectivamente.

Se instalaran protecciones contra sobretensiones mediante pararrayos. Los terminales de tierra de éstos se conectarán directamente a las pantallas metálicas de los cables y entre sí, mediante una conexión lo más corta posible y sin curvas pronunciadas.

2.10.2. Solución adoptada Para la alimentación del CT compacto PFU-5, será necesaria la instalación de una línea subterránea de media tensión cuyas características se detallan en este apartado. 2.10.3. Conexión a la red Debido a que ya existe una línea aérea de distribución propiedad de la cia Fecsa Endesa, será necesaria para la conexión a red, la instalación de un nuevo apoyo, del cual partirá un vano flojo hasta el apoyo de derivación existente. Esta configuración se detalla en el apartado (2.11. Línea Aérea de M.T.) de esta memoria. 2.10.4. Trazado y longitud de la línea El tramo de la línea de Media Tensión que conectara el C.T. con la línea aérea de distribución de 25 kv de la compañía, se realizara a trabes de una conversión aéreo-subterránea. La línea tendrá un total de 30 m, de los cuales 18 m discurrirán en instalación enterrada bajo tubo y 12 m con instalación de conductores al aire protegidos del sol mediante tubo metálico galvanizado. 2.10.5. Características del conductor El cable a utilizar en la red subterránea de MT es el RHZ1 18/30 kV 3x240 mm2 Al , que figura en la Norma GE DND001. Será unipolar y cumplirá las especificaciones de las Normas UNE-EN 620-5E.


36

El conductor será circular compacto de aluminio, de clase 2 según la norma UNE 21022, y estará formado por varios alambres de aluminio cableados. Sobre el conductor habrá una capa termoestable extruida semiconductora, adherida al aislamiento en toda su superficie, con un espesor medio mínimo de 0,5 mm y sin acción nociva sobre el conductor. El aislamiento será de polietileno reticulado (XLPE), de 8 mm de espesor medio mínimo. Sobre el aislamiento habrá una parte semiconductora no metálica, asociada a una parte metálica. La parte no metálica estará constituida por una capa de mezcla semiconductora termoestable extruida, de 0,5 mm de espesor medio mínimo, que se pueda separar del aislamiento sin dejar sobre él trazas de mezcla semiconductora apreciables a simple vista. La parte metálica estará constituida por una corona de alambres continuos de cobre recocido, dispuestos en hélice abierta, sobre la cual se colocará un fleje de cobre recocido en hélice abierta dispuesta en sentido contrario a la anterior. La sección real del conjunto de la pantalla metálica será como mínimo de 16 mm². La colocación de la pantalla semiconductora interna, del aislamiento y de la pantalla semiconductora externa, en el proceso de fabricación de los cables, se realizará por triple extrusión simultánea. La cubierta exterior estará constituida por una capa de un compuesto termoplástico a base de poliolefina. Será de color rojo y su espesor nominal será de 2,75 mm. Las características serán las siguientes: Tensión nominal.......................................................................................... 18/30 kV Tensión máxima utilización............................................................................ 36 kV Tensión ensayo con onda tipo rayo................................................................... 170 kV Intensidad máxima admisible enterado (real)................................................ 267,75 A Intensidad máxima admisible al aire (real) ……………………….........….. 391,5 A Resistencia del conductor.............................................................................. 0,169 Ω/km Reactancia del conductor.............................................................................. 0,105 Ω/km Diámetro total cable…………………………............................................... 31,55 mm Radio mínimo de curvatura…………………………..……………..……… 680 mm 2.10.6. Terminaciones Terminaciones exteriores Los terminales exteriores unirán los cables de la línea aérea con los de la línea subterránea. Los terminales específicos para este tipo de operación serán modulares flexibles de exterior, preparados para cables de aislamiento seco de 240 mm2

de sección y aislamiento de 36 kV, conformes con la norma UNE 21.115, normas CEI 60502-4, CEI 60055 y homologados por la Compañía Suministradora. El terminal de conexión será bimetálico y permitirá unir el cable de aluminio con las conexiones que son de cobre.


37

7 6 5 4 3 2 1

1.Tubo termoretráctil aislamiento exterior 2.Sellado alta tensión y protección anti-arco 3.Campanas termoretractiles adicionales 4.Tubo termoretractil de control de gradiente 5.Material de control de gradiente 6.Muelle para toma de tierra 7.Malla de conexión a tierra

Terminaciones apantalladas Las terminaciones apantalladas se utilizarán para la conexión de los conductores de la red de media tensión a las celdas de línea del centro de transformación. Serán del tipo apantalladas, dimensionadas para cables de 240 mm2

de sección y aislamiento de 36kV homologados por la Compañía Distribuidora.

1. Diámetro adecuado para cada tipo de cable, medido sobre el aislamiento

2. Deflector de campo 3. Conexión a tierra 4. Material aislante 5. Pantalla semiconductora externa 6. Manguito de empalme 7. Pantalla semiconductora interna 8. Dispositivo de fijación 9. Divisor capacitivo de tensión 10. Vástago de contacto roscado 11. Alojamiento para el pasatapas 12. Tapón aislante macho 13. Capuchón semiconductor

2.10.7. Características del tubo El tubo escogido para la instalación enterrada, es un tubo corrugado de doble pared “ASAFLEX” de la casa URALITA, de Ø 160 mm, y estará ubicado dentro de la zanja a una profundidad de 0,84 m desde la parte inferior del tubo hasta la rasante del terreno. El tubo escogido para la instalación aérea, es un tubo de acero de Ø 110 mm, este tendrá una longitud de 2,5 m desde el suelo de la cimentación del apoyo, e ira debidamente grapado en el apoyo nuevo a instalar.


38

2.10.8. Zanja M.T. La canalización, se ejecutará por terreno de dominio privado, propiedad del titular de esta instalación, por lo que no hará falta ningún tipo de permiso para la apertura de la zanja. El trazado será lo más rectilíneo posible y se evitaran ángulos pronunciados. El tubo ira protegido mecánicamente a trabes de placas de polietileno dispuestas encima del tubo a 0,3 m del lecho de la zanja. Entre 0,10 y 0,20 m por debajo de la rasante del terreno se colocará una cinta de señalización que advierta la existencia de cables eléctricos de MT.

Las dimensiones de la zanja serán 0,4x0,9 m con una longitud de 18 m, por lo que el volumen de tierra a escavar será de 6,48 m3. Ver plano nº 9

2.10.9. Protecciones Para la protección contra sobretensiones de la línea subterránea de media tensión se utilizaran pararrayos de óxidos metálicos con envolvente polimérica, estos tendrán una corriente de descarga de 10 kA, y se instalaran un pararrayos por cada fase. En la siguiente tabla se muestran las características:

Numero de pararrayos a instalar

Intensidad nominal de descarga

[kA]

Tensión asignada

[kV]

Tensión max. de servicio

[kV]

Longitud línea de fuga

[mm]

3 10 30 24,4 >1250

Estos pararrayos se colocaran en el apoyo nuevo de conversión de la línea aérea a subterránea, y se instalaran fijados a la propia estructura que soportara las terminaciones del cable subterráneo. Sus características se ajustaran a la norma UNE-EN 60099.

Fijación del pararrayos

El pararrayos irá fijado a la instalación correspondiente, mediante brazo aislante dotado de un agujero de 13 mm de diámetro paralelo al eje del pararrayos. El material aislante del brazo deberá soportar el ensayo de envejecimiento de 1000 horas según el apartado 9.7.10 de la norma CEI 60099-4 A2/10:2001.


39

La distancia entre fase y tierra de los pararrayos será superior a 340 cm para 36 kV. El cociente entre la línea de fuga y la distancia al aire entre fase y tierra deberá ser igual o inferior a cuatro. Los terminales de tierra de estos se conectarán directamente a las pantallas metálicas de los cables y entre sí, mediante una conexión lo más corta posible y sin curvas pronunciadas. La conexión a tierra será la de la menor longitud posible y se realizará con cable flexible cu, de sección mínima de 25 mm2. 2.11. Línea Aérea de Media Tensión 2.11.1. Descripción general La línea aérea de media tensión se considerara de 3ª categoría, y alimentara al C.T. PFU-5 según el esquema en punta, mediante una única derivación de la red eléctrica de distribución.

La derivación de la línea se efectuará siempre en un apoyo. En el cálculo de dicho apoyo se tendrán en cuenta las cargas adicionales más desfavorables que sobre el mismo introduzca la línea derivada. La conexión del cable subterráneo con la línea aérea será seccionable cuando el cable una la línea aérea con un CT. Dicha línea no dispondrá de ningún cruzamiento ni paralelismo a lo largo del trazado de la misma.

2.11.2. Entronque de la línea El apoyo existente donde se realizara el entronque será metálico de celosía, de una altura total de 12 m y un esfuerzo nominal de 2000 daN, es decir un C2000-12 con crucetas de 1,5 m de distancia entre conductores y montaje I reforzado con cadenas de amarre. La solución que se ha adoptado para conectar a la red, será a trabes de la instalación de un nuevo apoyo calculado como final de línea y la instalación de un herraje tipo viga de derivación en el apoyo existente de estrellamiento (propiedad de la cía.). El herraje tipo viga de derivación estará situado a la misma altura que la cruceta del nuevo apoyo a instalar que será un C-2000-10. La conexión eléctrica a la red existente se hará a trabes de un vano flojo sujetado con cadenas de amarre. Este vano tendrá un tense reducido (4% de EDS) de manera que no se transmitan solicitaciones mecánicas importantes al apoyo de derivación, no siendo de este modo necesario su refuerzo o sustitución. La unión de los conductores se realizará mediante conectores de apriete por cuña.


40

2.11.3. Conversión aéreo-subterránea La conversión se realizara en un apoyo nuevo, dicho apoyo de conversión será metálico de celosía, de una altura total de 10 m y un esfuerzo nominal de 2000 daN, es decir un C2000-10 con crucetas de 1,5 m de distancia entre conductores y montaje I reforzado con cadenas de amarre. Este apoyo dispondrá de un seccionador tripolar por mando por estribo, dicho seccionador dispondrá de su correspondiente banqueta aislante instalada en el apoyo para su accionamiento de apertura o cierre de la línea.

En él también se dispondrán las autoválvulas para la protección de la línea subterránea de media tensión, cuyas características se definen en el apartado 2.10.9 de esta memoria. 2.11.4. Trazado de la línea El tramo de la línea aérea de Media Tensión que conectara la línea existente con el apoyo de conversión aérea-subterránea, discurrirá por dominio privado propiedad del titular de la instalación, tendrá una longitud de 18,37 m, y se define con detalle en el apartado de planos. 2.11.5. Seccionamiento y maniobra de la línea

Para delimitar la titularidad de la instalación, de manera que la parte de la instalación hasta el seccionamiento, inclusive éste, quedará en propiedad de la cia distribuidora; mientras que la instalación que se sitúe a partir del seccionamiento quedará en propiedad del cliente, se instalara un interruptor-seccionador tripolar por mando por estribo, cuyas características se definen a continuación:

Tensión nominal

[kV]

Intensidad nominal

[A]

Intensidad de corta duración [kA, 1 s]

Valor cresta de la

intensidad [kA]

Línea de

fuga [mm]

Tensión de ensayo [kV] A tierra y entre

polos Sobre la distancia de

seccionamiento A

frecuencia

industrial bajo lluvia

A impulso tipo rayo

A frecuenci

a industrial

bajo lluvia

A impulso tipo rayo

36 400 16 40 870 70 170 80 195 Dicho seccionador dispondrá de su correspondiente banqueta aislante equipada con baranda, instalada en el apoyo para su accionamiento de apertura o cierre de la línea, este accionamiento se hará por palanca, situada a una altura entre 3 y 4 m del suelo La aparamenta de MT se situara en un plano vertical paralelo al eje del soporte, de manera que las partes en tensión queden suficientemente alejadas de las partes puestas a tierra, y estén situadas para evitar que las aves se posen. La altura mínima respecto del suelo, a la que tiene que estar cualquier parte en tensión de los elementos de maniobra, será de 6 m.


41

2.11.6. Conductor escogido

El conductor utilizado es el LA-56, y sus características se describen a continuación:

Composición Sección

[mm2] Diámetro

Exterior [mm] Carga de

rotura

[daN

Resistencia

eléctrica a

20ºC

[Ω/km]

Peso

[kg/K

m]

Módulo de

elasticidad

[daN/mm2]

Coef. de

dilat. Lineal

[ºC]

Aluminio Acero

Al Total Nº

Ø

[mm] Nº

Ø

[mm] Total Alma

6 3,15 1 3,15 46,8 54,6 9,5 3,15 1634 0,6136 189,1 8100 19,1.10-6

2.11.7. Apoyo escogido

El apoyo escogido será el C 2000-10, es decir, será un apoyo metálico galvanizado de celosía de 2000 daN de esfuerzo nominal y 10 m de altura total. Este apoyo ha sido calculado como fin de línea y según lo dispuesto en el R.L.A.T., por lo que deberá resistir (en sentido longitudinal de la línea), la solicitación de todos los conductores.

A efectos de seguridad, el apoyo dispondrá de una instalación de puesta a tierra tal como se describe en el apartado 2.11.13 de esta memoria, así como advertencias de riesgo eléctrico. Como medida de protección contra la oxidación, se exigirá que todos los apoyos estén galvanizados según UNE EN ISO 1461, y que todos los taladros necesarios para su montaje hayan sido realizados antes de la operación de galvanizado. A este efecto, no podrán contener taladro alguno, los flancos de perfiles de una anchura inferior a 35 mm. No se emplearán tornillos ni remaches de un diámetro inferior a 12 mm.

El apoyo y sus características se detallan a continuación:

Nº Función vc

[kg] tc

[kg] 1c

[kg] rc

[kg] R

[kg]

2 Fin de línea-

amarre 95,21 61,41 1667,3 1668,43 555,78

Para ver demás características y montaje ver plano nº 8

2.11.8. Cruceta y armado escogida

El armado y cruceta escogido será metálicas galvanizadas, capaz de soportar los esfuerzos a que estén sometidos, y con las distancias adecuadas a los vanos contiguos.

La cruceta tendrá las siguientes características:


42

Apoyo Montaje a d e Peso Esfuerzo

Máximo (m) (m) (m) (Kg) (Kg) 2 I Reforzado 1.5 0.6 0.6 61 4500

Para ver demás características y montaje ver planos 7 y 8 2.11.9. Conexiones y empalmes

Los empalmes y las conexiones de conductores se realizarán mediante piezas adecuadas a la naturaleza, composición y sección de los mismos, y no deberán aumentar la resistencia eléctrica del conductor. Los empalmes deberán soportar sin rotura ni deslizamiento del cable el 90 por 100 de la carga del cable empalmado. La conexión de conductores, tal y como ha sido definida en el presente apartado, sólo podrá ser realizada en conductores sin tensión mecánica o en las uniones de conductores realizadas en el bucle entre cadenas horizontales de un apoyo, pero en este caso deberá tener una resistencia al deslizamiento de al menos el 20 por 100 de la carga de rotura del conductor. Queda prohibida la ejecución de empalmes en conductores por la soldadura a tope de los mismos. Se prohíbe colocar en una instalación de una línea más de un empalme por vano y conductor. Cuando se trate de la unión de conductores de distinta sección o naturaleza, es preciso que dicha unión se efectúe en el puente de conexión de las cadenas horizontales de amarre. Las piezas de empalme y conexión serán de diseño y naturaleza tal que eviten los efectos electrolíticos, si éstos fueran de temer, y deberán tomarse las precauciones necesarias para que las superficies en contacto no sufran oxidación.

2.11.10 Aislamiento y herrajes

Puesto que no existen apoyos de alineación, todas las cadenas de aisladores, serán de amare, estando compuestas éstas por los siguientes elementos normalizados:

- 1 Horquilla de bola HB 16. - 3 Aisladores de vidrio tipo caperuza y vástago U 70 BS. - 1 Alojamiento de rótula R16 P. - 1 Grapa de amarre GA 1.

Las partes metálicas de los aisladores estarán protegidas adecuadamente contra la acción corrosiva de la atmósfera.


43

Los herrajes serán de diseño adecuado a su función mecánica y eléctrica y deberán ser prácticamente inalterables a la acción corrosiva de la atmósfera, muy particularmente en los casos que fueran de temerse efectos electrolíticos. Las grapas de amarre del conductor deben soportar una tensión mecánica en el cable del 90 por 100 de la carga de rotura del mismo, sin que se produzca un deslizamiento. Las características principales del elemento aislador figuran en el anexo de cálculos del proyecto.

2.11.11 Herraje de derivación

Estará situado en el apoyo de entronque existente y debajo de la línea aérea a una distancia suficiente de separación para los conductores, tendrá una distancia entre conductores de 1,5 m, se le instalaran aisladores U 70 BS con las mismas características que el apartado anterior 2.11.10. La unión de los conductores se realizará mediante conectores de apriete por cuña, y los puentes serán de las mismas características que el conductor de la línea (LA-56), instalados de manera que no haya contacto entre la estructura del apoyo. 2.11.12. Cimentación

La cimentación será monobloque de hormigón en masa HM-20. Las dimensiones de la excavación serán las que se indican en el plano nº 7 y calculada en el anexo de cálculos apartado 3.3.3. La profundidad total de la cimentación será del orden de 20-25 cm, superior al empotramiento del apoyo, tomando como base el nivel del terreno, disponiéndose en el fondo de la excavación y antes de la colocación del apoyo, una capa de hormigón de 20-25 cm de espesor, capa sobre la que se situará el apoyo. Para evitar el estancamiento del agua en la superficie superior de las cimentaciones, éstas sobresaldrán 20 cm por encima del nivel del terreno y sus terminaciones será en forma de punta de diamante. 2.11.13. Conexión a tierra del apoyo

El apoyo situado en lugar de pública concurrencia, dispondrá de una toma de tierra con un código de identificación de tierras Unesa código 30-30/5/42, en forma de anillo cerrado 3x3 m de cobre desnudo 50 mm2, enterrado alrededor de la cimentación, a 1 m de distancia de las aristas de ésta y a 0,5 m de profundidad y en sus vértices se dispondrán 4 picas de 2 m de longitud, 14 mm de diámetro y 300 µm de espesor de recubrimiento de cobre, hincadas en el terreno, de modo que se consiga un valor de resistencia menor de 20Ω. La estructura metálica del apoyo se conectara a tierra, así como la tierra del pararrayos y el chasis de la aparamenta de maniobra.


44

2.12. Planificación

ACTIVIDADES

Nov. 2010 Dic. 2010 Ene. 2011 Feb. 2011 Mar. 2011

Semanas Semanas Semanas Semanas Semanas

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

A X X X X X

B X X X

C X

D X X

E X

F X

G X X

H X

I X

J X X

K X

L X

M X

N X

O X X

P X X

El tipo de las actividades a realizar se describe a continuación:

A. Colocación de las estructuras soporte de paneles y fijación a la cubierta B. Colocación y conexionado de los módulos fotovoltaicos a las bases del soporte C. Instalación de bandeja metálica para conductores D. Instalación de inversores en caseta E. Instalación del cableado D.c. y conexionado F. Apertura de zanjas para cables de B.T. y M.T. G. Excavación de la cimentación del apoyo C2000-10 e instalación de toma tierra H. Colocacion de tubos para instalación enterrada B.T. y M.T. I. Colocación y cimentado del apoyo C2000-10 J. Colocación del Centro de Transformación. tipo PFU-5 e instalación toma tierra K. Tendido, montaje y conexionado del cable subterráneo de B.T L. Tendido, montaje y conexionado del cable subterráneo - aéreo M.T. M. Montaje y conexión del seccionador trifásico y autovalvulas en apoyo C2000-10 N. Conexión mediante vano flojo y grapas de amarre a la red existente de la cia. O. Pruebas de ensayo P. Maniobras, permisos y conexión a la red


45

2.13. Orden y prioridad Ante posibles discrepancias se establece el siguiente orden de prioridad entre los documentos básicos del proyecto:

1º Planos.

2º Pliego de condiciones.

3º Presupuesto.

4º Memoria

Asciende el presupuesto de ejecución por contrata a la expresada cantidad de CUATROCIENTOS NOVENTA MIL NOVECIENTOS VEINTITRES EU ROS CON NUEVE CÉNTIMOS .




Anexo de Cálculos: Diseño de una central fotovoltaica de 100 kW en zona rural interconectada a la red eléctrica de M.T.



3. Anexo de Cálculos

Autor del proyecto:




SEPTIEMBRE 2010


3.1. Calculo del sistema solar fotovoltaico .................................................................. 46 3.1.1. Características de los equipos utilizados .......................................................... 46 3.1.2. Consideraciones ................................................................................................ 47 3.1.3. Número máximo de módulos por ramal ........................................................... 48

3.1.4. Número mínimo de módulos por ramal ............................................................ 48

3.1.5. Numero de ramales en paralelo ........................................................................ 49 3.1.6. Conexión elegida .............................................................................................. 50 3.1.7. Orientación e inclinación .................................................................................. 50 3.1.8. Sombras y distancias entre paneles .................................................................. 50 3.1.9. Radiación en la instalación ............................................................................... 51 3.1.10. Pérdidas, Rendimiento energético .................................................................. 52 3.1.11. Producción de la instalación ........................................................................... 52

3.1.11.1. Producción teórica (Pt) ............................................................................ 52 3.1.11.2. Producción real (Pr) ................................................................................. 53 3.1.11.3. Tabla y grafico resumen .......................................................................... 53

3.1.12. Ingresos ........................................................................................................... 54 3.1.13. Tabla resumen viabilidad................................................................................ 55 3.1.14. Tabla de amortización .................................................................................... 55 3.1.15. Calculo de los conductores y canalizaciones .................................................. 56

3.1.15.1. Cálculo de cables y canalizaciones de la parte DC de la instalación ...... 56

3.1.15.2. Cálculo cables y canalizaciones de la parte AC de la instalación ........... 58

3.1.16. Calculo de las protecciones ............................................................................ 61 3.1.16.1 Protecciones en corriente continua ........................................................... 61

3.1.16.2. Protecciones en corriente alterna ............................................................. 61

3.1.17. Dimensionado de la zanja B.T. ....................................................................... 62 3.1.18. Sobrecargas soportadas .................................................................................. 63

3.2. Calculo de la línea subterránea de M.T. .............................................................. 64 3.2.1. Consideraciones iniciales ................................................................................. 64 3.2.2. Calculo de la sección de los conductores ......................................................... 64

3.2.3. Intensidad máxima en régimen permanente ..................................................... 65

3.2.4. Intensidad de cortocircuito máxima admisible ................................................. 66

3.2.5. Caída de tensión ............................................................................................... 66 3.2.6. Dimensionado del tubo ..................................................................................... 67 3.2.7. Dimensionado de la zanja M.T. ........................................................................ 68 3.2.8. Protección para línea subterránea de MT ......................................................... 68

3.3. Calculo de la línea aérea de M.T. ......................................................................... 69 3.3.1. Calculo eléctrico del conductor ........................................................................ 69

3.3.1.1. Datos de partida ......................................................................................... 69 3.3.1.2. Tipo de conductor ...................................................................................... 69 3.3.1.3. Resistencia y Reactancia del conductor .................................................... 69

3.3.1.4 Potencia máxima de trasporte ..................................................................... 71 3.3.1.5. Caída de tensión ........................................................................................ 72 3.3.1.6. Perdidas de potencia .................................................................................. 72 3.3.1.7. Tierra de protección del apoyo .................................................................. 73 3.3.1.8. Tabla resumen............................................................................................ 74

3.3.2. Cálculos mecánicos .......................................................................................... 74 3.3.2.1. Consideraciones iniciales .......................................................................... 74 3.3.2.2. Datos del conductor ................................................................................... 74 3.3.2.3. Componente horizontal y Límite dinámico “EDS” (Art. 27.2) ................. 75 3.3.2.4. Tendido de la línea y flecha máxima ......................................................... 75


3.3.2.5. Calculo del conductor ................................................................................ 76 3.3.2.6. Resultados del cálculo del conductor ........................................................ 79

3.3.2.7. Calculo de Apoyos ................................................................................... 79 3.3.2.8. Resultados del cálculo de apoyos .............................................................. 82

3.3.2.9. Elección de los Apoyos ............................................................................. 82 3.3.2.10. Elección de la cruceta .............................................................................. 83

3.3.3. Calculo de las cimentaciones (Art. 31) ............................................................. 84 3.3.3.1. Consideraciones y cimentación escogida .................................................. 84

3.3.3.2. Comprobación de la cimentación .............................................................. 84

3.3.4. Calculo de la cadena de aisladores ................................................................... 85 3.3.4.1. Elección del aislador .................................................................................. 85 3.3.4.2. Dimensionado eléctrico de la cadena ........................................................ 86

3.3.4.3. Dimensionado mecánico de la cadena de aisladores ................................. 87

3.3.4.4. Longitud de la cadena de aisladores .......................................................... 87

3.3.4.5. Esfuerzo del viento sobre la cadena .......................................................... 87

3.3.5. Distancias de seguridad (Art. 25) ..................................................................... 88 3.3.5.1. Distancia de los conductores al terreno (Art. 25.1) ................................... 88

3.3.5.2. Distancia de los conductores entre sí (Art. 25.2) ....................................... 88

3.3.5.3. Distancia de los conductores al apoyo (Art. 25.2) ..................................... 89

3.4. Calculo del C.T. ..................................................................................................... 90 3.4.1. Intensidad de Media Tensión ............................................................................ 90 3.4.2. Intensidad de Baja Tensión............................................................................... 90 3.4.3. Cortocircuitos ................................................................................................... 91

3.4.3.1. Observaciones ............................................................................................ 91 3.4.3.2. Cortocircuito en el lado de Media Tensión ............................................... 91

3.4.3.3. Cortocircuito en el lado de Baja Tensión .................................................. 93

3.4.4. Dimensionado del embarrado ........................................................................... 95 3.4.5. Comprobación por densidad de corriente ......................................................... 96

3.4.6. Comprobación por solicitación electrodinámica .............................................. 96

3.4.7. Comprobación por solicitación térmica ............................................................ 96

3.4.8. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos ................................................ 96

3.4.8.1. Protección del transformador..................................................................... 97 3.4.8.2. Protección en baja tensión. ........................................................................ 97

3.4.9. Dimensionado de los puentes de MT ............................................................... 97

3.4.10. Dimensionado de los puentes de Transformador-Cuadro B.T. ...................... 98

3.4.11. Dimensionado de la ventilación del Centro de Transformación. ................... 98

3.4.12. Dimensionado del pozo apagafuegos ............................................................. 99

3.4.13. Cálculo y justificación de la red de puesta a tierra ......................................... 99

3.4.13.1. Investigación de las características del suelo .......................................... 99

3.4.13.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo correspondiente a la eliminación del defecto. ........................................ 100

3.4.13.3. Diseño preliminar de la instalación de tierra ......................................... 101

3.4.13.4. Cálculo de la resistencia del sistema de tierra. ...................................... 103

3.4.13.5. Cálculo de las tensiones en el exterior de la instalación. ....................... 105

3.4.13.6. Cálculo de las tensiones en el interior de la instalación. ....................... 106

3.4.13.7. Cálculo de las tensiones aplicadas ......................................................... 106

3.4.13.8. Distancia de separación mínima ............................................................ 107

3.4.13.9. Corrección y ajuste del diseño inicial. ................................................... 108


46

3.1. Calculo del sistema solar fotovoltaico 3.1.1. Características de los equipos utilizados

Los paneles solares a utilizar serán de la marca Brisban, modelo BS-185S, de las siguientes características:

BRISBAN BS-185S Si-Monocristalino

CARACTERÍSTICAS ELECTRICAS Potencia Pico [W] 185 Tolerancia Potencia [%] 3 Voltaje a circuito abierto [V] 44,88 Corriente a cortocircuito [A] 5,48 Voltaje a potencia máxima [V] 36,45 Corriente a potencia máxima [A] 5,08 CÉLULAS

Tipos de células Silicio

monocristalino Número de células 72 serie CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Longitud [mm] 1580 Anchura [mm] 808 Espesor [mm] 35 Peso [Kg] 17

Tabla 1: Características del modulo solar fotovoltaico

Los inversores a instalar serán de la marca Green Power, modelo PV10, de las siguientes características:

Tabla 2: Características del inversor trifásico

Green Power PV-10

Trifásico

Entrada DC

Rango de tensiones MPPT [V] 425-800

Máxima tensión [V] 900

Máxima corriente [A] 25

Máxima pot. Fv recomend. [kWp] 12

Salida AC

Tensión [V] 3x400

Potencia nominal [kW] 10

Intensidad máxima [A] 17,5

CARACTERÍSTICAS FÍSICAS

Anchura [mm] 550

Profundidad [mm] 250

Altura [mm] 650

Peso [kg] 80


47

3.1.2. Consideraciones

Para determinar el rango de tensiones admisible a la entrada de los inversores, se deben asociar en serie un número de módulos por ramal de forma que la tensión mínima y máxima del punto de máxima potencia del ramal esté, en todo momento, dentro del rango de tensiones de entrada al inversor. También hay que tener en cuenta la tensión de desconexión del inversor y la estabilidad de la tensión a la salida del inversor.

Figura 1: Curva característica de un campo generador fotovoltaico según temperatura y

zona de trabajo del inversor

El valor máximo de la tensión de entrada al inversor corresponde a la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico cuando la temperatura del módulo es mínima.

Figura 2: Variación de las magnitudes eléctricas con la temperatura para módulos de silicio

monocristalino


48

La temperatura del módulo mínima corresponde con una temperatura ambiente mínima, que suele corresponder a invierno y que para climas como el de España se puede

considerar de -5 º C y para una irradiación mínima que se considera 100 W/m2.

Que para Ta = -5º C e I = 100 W/m2, le corresponde una temperatura del módulo de Tp

= -1,5º C aproximadamente.

3.1.3. Número máximo de módulos por ramal

De esta forma el número máximo de módulos por ramal conectados en serie se determina como el cociente entre la tensión máxima de entrada del inversor y la tensión a circuito abierto del módulo a su temperatura mínima, que en España se puede considerar de -1,5º C, de acuerdo a lo indicado anteriormente:

ulosV

VN

Cca

invmàxmàx mod16

48,55

900

)º5,1(

)( ≈==−

Donde:

màxN : Número máximo de módulos por ramal conectados en serie

)(invmàxV : Tensión máxima de entrada en el inversor, [V]

)º5,1( CcaV − : Tensión a circuito abierto del módulo, [V]

La tensión a circuito abierto a -1,5ºC, se calcula con la siguiente fórmula:

VVVV CACca 48,55))4,0·(5,26(88,44)·5,26()º5,1( =−−→∆−=−

Donde:

CAV : Tensión a circuito abierto del modulo, [V]

V∆ : Variación de la tensión respecto la temperatura, [% / ºC]

3.1.4. Número mínimo de módulos por ramal

El número mínimo de módulos por ramal viene limitado por la tensión mínima de entrada al inversor. El valor mínimo de la tensión de entrada al inversor debe ser menor o igual que la tensión de máxima potencia mínima del generador fotovoltaico que corresponde cuando la temperatura del módulo es máxima. La temperatura del módulo en estas condiciones es de aproximadamente 70º C.


49

Cuando la tensión en el punto de máxima potencia del generador está por debajo de la tensión de entrada mínima del inversor en la que éste actúa como seguidor del punto de máxima potencia “ )(invpmpV ”el inversor no será capaz de seguir el punto de máxima

potencia del generador fotovoltaico o incluso, en el peor de los casos, que se apague. Por ello se debe dimensionar, de manera que el número mínimo de módulos conectados en serie en un ramal se obtenga como el cociente de la tensión mínima de entrada del inversor en PMP y de la tensión mínima del módulo en el punto de máxima potencia

para 1000 W/m2, en España, para una temperatura del módulo del orden de 70º C.

Para los módulos monocristalinos comerciales se puede considerar que la tensión del punto de máxima potencia a esta temperatura es de un 16% menor que la del módulo en condiciones STC.

ulosV

VN

Cpmp

invpmp mod14618,30

425

)º70(

)(min ≈==

VVV pmpCpmp 618,3045,3684,0)16,01()º70( =⋅→⋅−=

Donde:

minN : Número mínimo de módulos por ramal conectados en serie

)(invpmpV : Tensión en PMP inversor, [V]

pmpV : Tensión en PMP en condiciones STC, [V]

)º70( CpmpV : Tensión en PMP en condiciones 70ºC, [V]

3.1.5. Numero de ramales en paralelo

El número de ramales en paralelo se determina como el cociente entre la potencia pico del generador fotovoltaico (Ppmp, fv) y la potencia pico de un ramal (Ppmp, ramal):

ramasP

Pn

ramalpmp

fvpmpramales 4

14·185

56·185

)(

)( ===

Donde:

)(ramalpmpP : Potencia pico de un ramal, [Wp]

)( fvpmpP : Potencia pico del generador fotovoltaico, [Wp]

ramalesn : Numero de ramales en paralelo

Este número de ramales en paralelo, además tiene que cumplir, que la corriente de cortocircuito máxima de cada ramal por el número de ramales en paralelo sea menor que la corriente máxima admisible de entrada al inversor. Matemáticamente se determina mediante la expresión:


50

AAIIN INVMAXRAMALCCramales 2548,54. ,, ≤⋅→≤

Donde:

ramalesN : Numero de ramales en paralelo

RAMALCCI , : Corriente de cortocircuito máxima de cada ramal, [A]

INVMAXI , : Corriente máxima admisible de entrada al inversor, [A]

3.1.6. Conexión elegida

Se ha escogido la conexión de 14 módulos en serie por ramal y de 4 ramales en paralelo. Por lo tanto el número total de módulos fotovoltaicos que instalaremos en la cubierta de la instalación será de 56 módulos de 185w por cada inversor trifásico. Potencia de entrada en inversor = 56 módulos x 185wp = 10.360 wp Como tenemos que lograr 100kw en la instalación, nos harán falta 10 inversores trifásicos con potencia 10kw de salida. Potencia pico de la central = 10.360 wp x 10 inversores = 103.600 Wp 3.1.7. Orientación e inclinación

Al no utilizar ningún tipo de seguimiento solar, los paneles se montaran fijos con una orientación Sur, y la inclinación de los paneles solares será de 35º, que es la inclinación optima para la latitud y longitud en la que se encuentra esta instalación. 3.1.8. Sombras y distancias entre paneles

La fórmula del cálculo de la distancia entre paneles solares para que estos no se hagan sombra está diseñada para el día 21 de diciembre, es durante el solsticio de invierno y será el día más desfavorable en lo que a altura solar se refiere,.

Figura 3: Distancia mínima entre paneles para evitar los sombreados


51

SBlattg

hD cos.

)67(+

−=

Donde: D : Distancia mínima entre paneles, [m] S : Inclinación del panel, 35º B : Longitud del panel, 0,808 m lat : Latitud del lugar, 41,19 Sustituyendo valores:

mtg

xD 68,1)35cos(.808,0

)19,4167(

)35sin(808,0 =+−

=

3.1.9. Radiación en la instalación

Los datos de radiación extraídos de la base de datos de PVGIS (Photovoltaic Geographical Information system) de la Comisión Europea totalmente actualizadas con un ángulo de inclinación de 35º Este de azimut, orientación SUR para la localidad de Valls (Tarragona), y se contemplan en la siguiente tabla:

Tabla 3: Valores de radiación en Valls (Tarragona), para radiación sobre plano receptor


52

3.1.10. Pérdidas, Rendimiento energético

El rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”, se define como el porcentaje de distorsión de energía anual producida entre el diseño técnico de la instalación y la producción real en condiciones reales de trabajo. Los principales motivos que pueden afectar al rendimiento de la instalación se consideraran los siguientes: -Dispersión de parámetros entre módulos: 1% -Efecto de la temperatura: 6,4%

-Pérdidas por suciedad sobre los módulos 1% -Pérdidas por inclinación, azimut y sombras: 0% -Pérdidas debidas al nivel de irradiancia: 3,5 % -Pérdidas por degradación fotónica: 1% - Rendimiento del inversor: 4% -Pérdidas de cableado: 0% En resumen se consideran unas pérdidas totales en la instalación de 16,9 % con un rendimiento energético del 83,1%.

3.1.11. Producción de la instalación

3.1.11.1. Producción teórica (Pt)

Para el cálculo de la producción de la instalación, se tendrán en cuenta las h.s.p. (horas solar pico), que es una unidad que mide la irradiación solar y se define como el tiempo en horas de una hipotética irradiación solar constante de 1000 W/m2. Estas horas solar pico equivalen a 1 kWh/m2. Al tener los valores de la tabla 3 de “Globinc” (Irradiación incidente en el panel solar) en Kwh/m2, se podrá saber la producción de energía que se obtendrá de la instalación. Entonces se multiplicaran las h.s.p.(horas solares pico) totales del año por el total de watios picos instalados en módulos solares:

2,17986,103... ⋅→⋅= pshPpicoEt = 186293,52 kWh/año

Donde: Et : Producción anual teorica de la instalación, [kWh/año] Ppico: Potencia pico de la instalación, [kWp]

... psh : Horas solares pico, [kWh/m2]


53

3.1.11.2. Producción real (Pr)

Considerando las pérdidas descritas en el apartado anterior 3.1.10, obtenemos finalmente la estimación real de energía.

831,02,17986,103... ⋅⋅→⋅⋅= perdidaspshPpicoEr = 154809,91 kWh/año

Donde: Er : Producción anual teorica de la instalación, [kWh/año] Ppico: Potencia pico de la instalación, [kWp]

... psh : Horas solares pico, [kWh/m2] 3.1.11.3. Tabla y grafico resumen

A continuación se describirá, los datos de irradiación sobre el plano de la instalación, y las producciones mensuales y anuales de la instalación.

Glob inc PR Pt Pr

[kwh/m2] [kwh] [kwh]

Enero 96 83,1 9945,6 8264,7936

Febrero 132,7 83,1 13747,72 11424,3553

Marzo 171,1 83,1 17725,96 14730,2728

Abril 172,5 83,1 17871 14850,801

Mayo 182,1 83,1 18865,56 15677,2804

Junio 189,4 83,1 19621,84 16305,749

Julio 200,7 83,1 20792,52 17278,5841

Agosto 184,8 83,1 19145,28 15909,7277

Septiembre 164,8 83,1 17073,28 14187,8957

Octubre 130,1 83,1 13478,36 11200,5172

Noviembre 94,2 83,1 9759,12 8109,82872

Diciembre 79,6 83,1 8246,56 6852,89136

Total año 1798,2 83,1 186293,52 154809,915

Tabla 4: Datos de irradiación sobre plano de la instalación y producción real y teórica


54

Figura 4: Producción real y teórico de la instalación de 103,6kwp en [kwh]

3.1.12. Ingresos

Con los datos obtenidos del RD 1578/2008 se puede observar que el precio del kwh para generación en régimen especial es de 0,32 € por cada kwh. Los ingresos mensuales que se obtienen con la producción mensual es la siguiente.

Pr INGRESOS

[kwh] [€]

Enero 8264,7936 2644,73395

Febrero 11424,3553 3655,7937

Marzo 14730,2728 4713,68728

Abril 14850,801 4752,25632

Mayo 15677,2804 5016,72972

Junio 16305,749 5217,83969

Julio 17278,5841 5529,14692

Agosto 15909,7277 5091,11286

Septiembre 14187,8957 4540,12662

Octubre 11200,5172 3584,16549

Noviembre 8109,82872 2595,14519

Diciembre 6852,89136 2192,92524

Total año 154809,915 49539,1728

Como se puede observar se tendrán unos ingresos anuales de 49539,1728 €/año.

0

5000

10000

15000

20000

25000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Produccion teorica

Produccion real


55

3.1.13. Tabla resumen viabilidad

Provincia Tarragona Datos de entrada Potencia instalada (kwp) 103,6 Angulo de inclinación 35

Precio en (€/kwp) 4,74 Precio de la instalación Inversión (€) 490.923,09 I.V.A. 67.713,53

Producción anual (kwh/año) 154.809,92 Producción Precio kwh (€) 0,32 Ingresos anuales (€/año) 49.539,17

3.1.14. Tabla de amortización

En este apartado se quiere considerar el tiempo necesario para amortizar la instalación, según los ingresos anuales que se obtendrán de ella.

Inversión (€) 490.923,09 Ingresos anuales (€/año) 49.539,17

Años 1 2 3 4 Amortización anual (€) 49.539,17 49.539,17 49.539,17 49.539,17

Amortización acumulada (€) 49.539,17 99.078,34 148.617,51 198.156,68

Inmovilizado neto (€) 490.923,09 441.383,92 391.844,75 342.305,58 292.766,41

5 6 7 8 9 10 49.539,17 49.539,17 49.539,17 49.539,17 49.539,17 49.539,17

247.695,85 297.235,02 346.774,19 396.313,36 445.852,53 495.391,70

243.227,24 193.688,07 144.148,90 94.609,73 45.070,56 -4.468,61

Como se puede observar, la instalación se amortizara a los 10 años, a partir del cual empezara a generar beneficios.


56

3.1.15. Calculo de los conductores y canalizaciones

3.1.15.1. Cálculo de cables y canalizaciones de la parte DC de la instalación

En este apartado se describirán los cálculos de sección para la parte de corriente Continua (D.C), es decir, la parte de la instalación que engloba desde el campo generador fotovoltaico hasta la entrada del inversor. Los paneles se conectaran formando 14 módulos en serie por ramal y de 4 ramales en paralelo, para cada inversor de 10 kw. Según el pliego de condiciones técnicas del I.D.A.E., la máxima caída de tensión permitida en la parte de D.C. será de 1,5 %, pero se calculara para que no haya caída de tensión permitida, ya que interesa minimizar las pérdidas para sacar la máxima producción posible. Esto conlleva a un aumento de sección pero a la larga la se amortiza ya que se obtiene una mayor producción. En todas las secciones que se han calculado a continuación, se escogerá la sección inmediata mente superior según R.E.B.T., ITC-14. Calculo sección entre paneles Para el cálculo de la sección de cableado que tendremos en cada ramal formado por 14 módulos en serie se utilizara la siguiente ecuación:

VC

ILS cc

∆⋅⋅⋅

=2

Donde: S : Sección calculada del conductor, [mm2]

ccI : Intensidad de cortocircuito que circula por un ramal, [A]

L : Longitud del cable, [m] C : Conductividad del cobre a 70ºC, 48 [m/Ω·mm2]

V∆ : Caída de tensión máxima permitida, [V]

admI ,max : Intensidad máxima admisible por el conductor, [A]

AdopS : Sección adoptada del conductor, [mm2]

Tramo L [m]

ccI [A]

V∆

[V] C

[m/Ω·mm2] S

[mm2] AdopS

[mm2] admI ,max

[A]

Tipo cable

14 modulos en serie

22,12 5,48 0 48 5,05 6 70 ZZ-F (AS) 1,8

kV DC, Cu

Para el conexionado de los módulos se utilizara cable ZZ-F (AS) 1,8 kV DC, Cu, e iran instalados al aire sujetados en la estructura de los módulos con bridas unex.


57

Las características del cable son: Conductor: Cobre estañado clase 5 (-F) Aislamiento: Elastómero termoestable libre de halógenos (Z) Cubierta: Elastómero termoestable libre de halógenos (Z) Norma: TÜV 2 Pfg 1169/08.2007 Calculo sección de paneles a inversor Para el cálculo de la sección del cableado de paneles a inversor se utilizara la ecuación:

VC

INLS cc

∆⋅⋅⋅⋅

=2

Donde: S : Sección del conductor, [mm2]

ccI : Intensidad de cortocircuito que circula por un ramal, [A]

L : Longitud del cable, [m] C : Conductividad del cobre a 70ºC, 48 [m/Ω·mm2]

V∆ : Caída de tensión máxima permitida, [V] N : Numero de ramales en paralelo

admI ,max : Intensidad máxima admisible por el conductor, [A]

AdopS : Sección adoptada del conductor, [mm2]

Tramo

L ccI V∆

[V]

N C S AdopS admI ,max [A]


[m] [A] [m/Ω·mm2] [mm2] [mm2] Grupo 1 -Inversor 23 5,48 0 4 48 21,006 25 140

XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8 kV

DC,cu

Rejilla metal 20 mm

Grupo 2 -Inversor 36 5,48 0 4 48 32,88 35 174


DC,cu

Rejilla metal 20 mm

Grupo 3 -Inversor 15 5,48 0 4 48 13,7 16 107


DC,cu

Rejilla metal 20 mm

Grupo 4 -Inversor 15 5,48 0 4 48 13,7 16 107


DC,cu

Rejilla metal 20 mm

Grupo 5 -Inversor 36 5,48 0 4 48 32,88 35 174


DC,cu

Rejilla metal 20 mm

Grupo 6 -Inversor 19 5,48 0 4 48 17,35 25 140


DC,cu

Rejilla metal 20 mm

Grupo 7 -Inversor 31,6 5,48 0 4 48 28,86 35 174


DC,cu

Rejilla metal 20 mm

Grupo 8-Inversor 10,5 5,48 0 4 48 9,59 10 80


DC,cu

Rejilla metal 20 mm

Grupo 9 -Inversor 10,5 5,48 0 4 48 9,59 10 80


DC,cu

Rejilla metal 20 mm

Grupo 10 -Inversor 31,6 5,48 0 4 48 28,86 35 174


DC,cu

Rejilla metal 20 mm


58

Para la conexión entre las cajas de conexión de los módulos y el inversor, se utilizara cable XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8 kV DC, cu e irá instalados al aire sobre canalización de rejilla metálica de 20 mm de ancho. Las características del cable son: Conductor: Cobre Clase 5 para servicio fijo (-k) Aislamiento: Polietilenio Reticulado XLPE (X) Asiento de Armadura: Poliolefina libre de halógenos (Z1) Armadura: Fleje corrugado de AL (FA3) Cubierta: Elastómero termoestable libre de halógenos (Z). Color Negro Norma: AENOR EA 0038

3.1.15.2. Cálculo cables y canalizaciones de la parte AC de la instalación

En este apartado se describirán los cálculos de sección para la parte de corriente Alterna (A.C), es decir, la parte de la instalación que engloba aguas abajo desde la salida del inversor. Calculo sección del inversor al transformador Para el cálculo de la sección del cableado del inversor al transformador se utilizara la siguiente ecuación:

VV

LPcS

III ⋅∆⋅⋅⋅

= Θρ

Donde: S : Sección del conductor, [mm2] c : Incremento de la resistencia en alterna, (1+ YS + YP) ≅ 1.02

Θρ : Resistividad del conductor a la temperatura de servicio,

[ ])20(120 −×+×=Θ θαρρ [Ω.mm2/m]

θ : Temperatura de servicio para el conductor al aire, 40 [ºC-1] θ : Temperatura de servicio para el conductor enterrado, 25 [ºC-1] 20ρ : Resistividad (aluminio a 20ºC; 0,029), (cobre a 20ºC; 0,018), [Ω mm2/m]

α : Coeficiente de variación de resistencia especifica por temperatura del conductor de (aluminio; 0,00403), (cobre; 0,00392), [ºC-1]

L : Longitud de la línea, [m]

IIIV∆ : Caída de tensión máxima admisible en voltios en líneas trifásicas, [V] V : Tensión nominal de la línea, [V] P : Potencia a la salida del inversor, [W]


59

Tramo L P V

[V]

IIIV∆ Θρ c S AdopS admI ,max [A]


[m] [W] [V] [Ω·mm2 /m] [mm2] [mm2]

Salida inversores-embarrado

6 5000 400 0 0,0194 1,02 1,48 3x6 44 RV-K

0,6/1 kV, Cu

Rejilla metal 20 mm

Cuarto Inversores.1

-C.T. 49 50.000 400 0 0,02958 1,02 184,8 3x240+1

x150 344

RV 0,6/1 kV, Al Ø160 mm

Cuarto Inversores.2

-C.T. 49 50.000 400 0 0,02958 1,02 184,8 3x240+

1x150 344

RV 0,6/1 kV, Al Ø160 mm

El conductor encargado de evacuar la potencia desde la salida de los inversores hasta el embarrado será el RV-K 0,6/1 kV, Cu, aislamiento XLPE y cubierta PVC flexible color negro, instalados al aire a una temperatura de servicio de 40ºC, e ira montado sobre rejilla metálica de 20 mm de ancha. Los conductores a utilizar (según criterio fecsa-endesa) en la red subterránea de BT, serán conductores unipolares según norma GE CNL001 y CNL007 tres conductores RV 0,6/1 kV 1x240 mm2 Al y un conductor RV 0,6/1 kV 1x150 mm2 Al , aislamiento polietileno reticulado XLPE, cubierta PVC flexible color negro, directamente enterrados en 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 25 ºC, e irán entubados según ITC-BT-21 tabla 9, (en función del número y sección de los conductores a conducir ) con tubo de Ø160 mm, tipo corrugado de doble pared “ASAFLEX” de la casa URALITA El tubo escogido para la instalación enterrada, es un tubo corrugado de doble pared “ASAFLEX” de la casa URALITA, de Ø 160 mm, a continuación se hace el cálculo de comprobación:

( ) ( ) ( ) ( ) 5,124,92,1065,123

5,73

35,1

3 22

2

2150

2240

2

150240

≥=⋅+⋅⋅

⋅→⋅+⋅⋅

⋅→≥

+⋅ πππ

πππ

rr

r

SS

S tubotubo

Donde:

tuboφ , Diámetro interior del tubo Ø160 mm, 147 [mm]

240φ , Diámetro exterior del cable RV 0,6/1 kV 1x240 Al, es 25,3 [mm]

150φ , Diámetro exterior del cable RV 0,6/1 kV 1x150 Al, es 20,4 [mm].


60

Calculo sección de circuitos interiores En el interior de los dos cuartos de inversores, habrá un Cuadro General de Mando y protección que albergara los circuitos de iluminación y tomas de corriente, cuya sección se calculara mediante la siguiente expresión:

VV

LPcS

I ⋅∆⋅⋅⋅⋅

= Θρ2

Donde: S : Sección del conductor, [mm2] c : Incremento de la resistencia en alterna, (1+ YS + YP) ≅ 1.02

Θρ : Resistividad del conductor a la temperatura de servicio,

[ ])20(120 −×+×=Θ θαρρ [Ω.mm2/m]

θ : Temperatura de servicio para el conductor al aire, 40 [ºC-1] 20ρ : Resistividad de (cobre a 20ºC; 0,018), [Ω mm2/m]

α : Coeficiente de variación de resistencia especifica por temperatura del conductor de (cobre; 0,00392), [ºC-1]

L : Longitud de la línea, [m]

IV∆ : Caída de tensión máxima admisible en voltios en líneas monofásicas, [V] V : Tensión nominal de la línea, [V] P : Potencia del circuito, [W]

Tramo L P V

[V]

IV∆

Θρ c S AdopS admI ,max [A]


[m] [W] [V] [Ω·mm2 /m] [mm2] [mm2]

Embarrado-C.G.M.P.

(D.I.) 4 540 230 0 0,0194 1,02 0,37 6 27

H07V 450/750V

Cu Ø 32 mm

C1- Iluminación 7 40 230 0 0,0194 1,02 0,048 1,5 11,5

H07V 450/750V

Cu Ø 16 mm

C2- Tomas corriente 3 500 230 0 0,0194 1,02 0,25 2,5 16

H07V 450/750V

Cu Ø 20 mm

Los conductores a utilizar tanto para la derivación individual como para los circuitos interiores será H07V 450/750V Cu, con aislamiento de PVC, instalados al aire a una temperatura de servicio de 40ºC, e instalado en el interior de tubo corrugado de sección mirar tabla anterior. Calculo del conductor de tierra Según la NTP-FVMT de Fecsa Endesa, la puesta a tierra de la instalación fotovoltaica será independiente de la del neutro de la red de la compañía. Como en el edificio ya hay una instalación de conexión a tierra presente, el cableado de tierra que unirá las partes metálicas de las estructuras de los paneles, inversor, será de


61

cobre aislado PVC de 16mm2 de sección, y este derivara a la línea principal de tierra del edificio 3.1.16. Calculo de las protecciones

3.1.16.1 Protecciones en corriente continua

Instalación fotovoltaica Cortocircuito: El cortocircuito es un punto de trabajo no peligroso para el generador fotovoltaico, ya que la corriente está limitada a un valor cercano a la máxima de operación normal del mismo. Como medio de protección se incluyen fusibles tipo gG normalizados de 10 A con un poder de corte de 20kA. Se instalaran en cada polo, y actúaran también como protección contra sobrecargas. Sobrecargas: Aunque el inversor obliga a trabajar al generador fotovoltaico fuera de su punto de máxima potencia cuando la potencia de entrada es excesiva, el fusible introducido en el sistema en cada polo sirve de protección contra sobrecargas y adicionalmente, facilita las tareas de mantenimiento. Para que se cumpla esta función, se debe cumplir la siguiente condición, general para cualquier dispositivo:

ZNB III ≤≤

I diseño de la línea < I asignada dispositivo de protección < I admisible de la línea

5,48 A < 10A < 70A Además para fusibles gG normalizados, debe cumplirse que:

1,6× I asignada dispositivo de protección < 1,45× I admisible de la línea

16A < 101,5 A Estos fusibles irán colocados en una caja portafusibles seccionables. 3.1.16.2. Protecciones en corriente alterna

Cuarto de inversores -A la salida de cada inversor irán, un interruptor magnetotérmico 3P x 16A poder de corte 15 kA curva C y un interruptor diferencial 3P de 25 A, 30 mA.

→=⋅⋅

=⋅⋅

= Av

w

V

PI

nom

n 02,98,03400

5000

cos3max

ϕ IN= 16A

-Para proteger la línea subterránea de BT, se instalara un interruptor magnetotermico general, 4p de 100 A curva C, poder de corte 15 kA, que será superior a los 6,17 kA calculados para ese punto en el apartado 3.4.3.3. de este anexo.


62

→=⋅⋅

=⋅⋅

= Av

w

V

PI

nom

n 21,908,03400

50000

cos3max

ϕ IN= 100A

-Se instalara también dentro de cada cuarto de inversores, una base de enchufe de 2p 16 A y un punto de luz 40 w, e ira protegido por un interruptor magnetotermico de 2p x16 A poder de corte 15 kA curva C, un interruptor magnetotermico de 2p x10 A poder de corte 15 kA curva C y un diferencial de 2p 25 A, 30 mA. Cuadro en interior del C.T. - Se instalara, un interruptor automático seccionador 4P de 200 A curva C, poder de corte 15 kA, que será superior a los 7,56 kA calculados para este punto en el apartado 3.4.3.3. de este anexo, estará ubicado antes de contador bidireccional o doble contador. Para operaciones y mantenimiento de la instalación.

→=⋅⋅

=⋅⋅

= Av

w

V

PI

nom

n 42,1808,03400

100000

cos3max

ϕ IN= 200A

3.1.17. Dimensionado de la zanja B.T.

Se realizara una zanja con unas dimensiones de 0,7 m de alto, 0,4 m de ancho y se tendrán dos tramos de zanja, un trazado ira del cuarto de inversores 1 al C.T. con una longitud de 42 m y el otro tramo ira del cuarto de inversores 2 al C.T. con una longitud de 42 m.

352,237,04,084 mhalV =⋅⋅→⋅⋅= Donde: V : Volumen de tierra a escavar, [m3] l : Largo total de la zanja, [m] a : Ancho total de la zanja, [m] h : Alto total de la zanja, [m]


63

3.1.18. Sobrecargas soportadas

La sobrecarga que tendrán que aguantar las coreas de la nave corresponde al peso de los módulos con las estructuras y del viento incidente sobre ellos, se calculara a continuación: Cargas sobre la cubierta Las principales cargas que tendrá que soportar la cubierta serán:

Modulo fotovoltaico: 17 kg Soporte metálico módulos: 10,2 kg

Como en una fila hay 14 módulos, se multiplicara el peso de cada modulo con su estructura por el numero de módulos totales de la fila. Peso total de la fila= 14.(17+10,2)= 380,8 kg Ahora se calculara la superficie que ocupa una fila de módulos:

Largo de la fila: 22,12 m Ancho proyectado de la fila: 0,689 m

Superficie una fila = 22,12 x 0,689 = 15,24 m2

Por lo tanto la carga que deberá soportar la cubierta en (kg/m2), será:

Carga = 380,8 kg / 15,24 m2 = 24,98 kg/m2

Cargas del viento La fuerza del viento V, que actuara perpendicularmente a la superficie vertical S.sen(α), se descompondrá en f1=f.sen(α), que actuara perpendicularmente a la superficie del modulo, y f2=f.cos(α), que lo hará paralelamente. Entonces se adoptara sola la fuerza que actuara perpendicularmente f1, ya que será la única que proporcionara un esfuerzo sobre el panel.

Figura 5: Distribución de las cargas del viento sobre paneles solares


64

Por lo que la superficie del obstáculo para una inclinación de 35º sera:

S.obstaculo = Area panel x sen(α) = (1,58m x 0,808m) x sen(35)= 0,732m2 Para nuestro caso supondremos una velocidad máxima de 140 km/h, la cual equivale a una presión frontal de 930 N/m2, según tablas. Entonces la fuerza ejercida perpendicularmente sobre el panel se calcula:

αsenSVf ⋅⋅= 222 /96,223)35(732,09301 mNsensenSVsensenSVsenff =⋅⋅→⋅⋅→⋅⋅⋅→⋅= αααα

Donde: S : Superficie del modulo, [m2] V : Presión frontal del viento, [N/m2] α : Angulo de inclinación del modulo, [º] Por lo tanto, los anclajes que unen la estructura soporte con la cubierta del edificio deberán soportar una fuerza de 223,96 N/m2 que son 22,83 kg/m2.

3.2. Calculo de la línea subterránea de M.T.

3.2.1. Consideraciones iniciales

El tramo de la línea de media tensión que conectara el C.T. con la línea aérea de distribución de 25 kv de la compañía, se realizara a trabes de una conversión aéreo-subterránea. La línea tendrá un total de 30 m, de los cuales 18 m discurrirán en instalación enterrada bajo tubo y 12 m con instalación de conductores al aire protegidos del sol mediante tubo metálico galvanizado. 3.2.2. Calculo de la sección de los conductores

El cálculo puede realizarse de 2 maneras, como cálculo preliminar o como cálculo de comprobación. En este caso se utilizara el cálculo de comprobación, que consistirá en una vez escogida la sección se comprobara que la intensidad en régimen permanente, la caída de tensión y la intensidad de cortocircuito estén dentro de los valores admisibles, se calculara según la norma UNE 21144. Siguiendo las recomendaciones de la empresa suministradora de la zona FECSA ENDESA en la norma NTP-LSMT, se escogerá un cable unipolar Al de 240 mm2, de aislamiento en seco, con tensión nominal de 18/30 Kv.


65

3.2.3. Intensidad máxima en régimen permanente

Para instalación enterrada, los datos de intensidad máxima admisible se obtendrán de la norma UNE 20435 para una temperatura máxima admisible del conductor en servicio permanente de 90ºC y en cortocircuito de 250 ºC, e instalación de una terna formada por 3 cables unipolares en trébol, directamente enterrada en servicio permanente a una profundidad de 1 m en un terreno con temperatura a 25ºC y resistividad térmica de 1,5 K.m/W.

Para instalación al aire, los datos de intensidad máxima admisible se obtendrán de la norma UNE 20435 para una temperatura máxima admisible del conductor en servicio permanente de 90ºC y en cortocircuito de 250 ºC, e instalación de una terna de cables unipolar en contacto mutuo, al aire con una temperatura de 40ºC de temperatura ambiente y entubados con tubo metálico galvanizado para protegerlos del sol y de daños mecánicos, de tal manera que permita una eficaz renovación del aire.

Tipo cable Tmax,, asignada

en servicio permanente[ºC]

Tmax,, asignada en contocircuito

[ºC]

Imáx al aire

40ºC[A]

Imáx

enterrado 25ºC [A]

RHZ1 18/30 kV 3x240 mm2 Al 90 250 435 315

Como las condiciones reales de instalación son distintas de las condiciones tipo, la intensidad admisible se debe de corregir aplicando los factores relacionados en la citada norma UNE 20435, Las condiciones de instalación son las siguientes:

- La terna que discurrirá por la zanja irá entubada, por lo que la relación entre el diámetro interior del tubo y el diámetro aparente de la terna será igual o superior a 2.

- En el tramo de la conversión de la línea aéreo-subterránea, los cables quedarán expuestos al sol en una longitud de unos 9,5 m.

Considerando estos cambios, se multiplicara la intensidad máxima por los factores de corrección correspondientes según las condiciones de instalación, se obtendrán las intensidades máximas admisibles reales, y multiplicando esas intensidades máximas admisibles por la tensión de la línea, se obtendrá la potencia de transporte de la línea:

Linea M.T. 25kv

Tipo de conductor Tipo de

instalación Imax (A)

Fc tubo

Imax, real

(A)

Smax, (MVA)

Línea entrada C.T.

RHZ1 18/30 kV 3x240 mm2 Al

Bajo tubo 315 0,85 267,75 11,59 Al aire 435 0,9 391,5 16,95

Por lo tanto escogiendo la más desfavorable, la capacidad de transporte de la línea son 11,59 MVA.


66

3.2.4. Intensidad de cortocircuito máxima admisible

La intensidad de cortocircuito máxima admisible para el conductor RHZ1 18/30 kV 3x240 mm2 Al, viene dada con la siguiente expresión:

t

CSI CC

⋅=

Donde:

CCI : Intensidad de cortocircuito, [A]

S : Sección del cable, [mm2] C : Coeficiente conductor Al según norma UNE 20435, c = 93 t : Duración del cortocircuito, 0,1 [s] Sustituyendo valores tenemos:

kA 58,700,1

93240I CC =⋅=

La intensidad de cortocircuito máxima admisible por el conductor será de 70,58 kA, un valor que está muy por encima de los 11,547 kA calculados para este punto en el apartado 3.4.3.2. de este anexo, por lo tanto el conductor RHZ1 18/30 kV 3x240 mm2 Al, estará dentro de los valores admisibles de la instalación.

3.2.5. Caída de tensión

La caída de tensión se puede calcular utilizando la expresión:

)(10

(%)2

αtgXRU

LPV ⋅+

⋅⋅=∆

Donde:

P : Potencia transportada, [kW] L : Longitud, [km] U : Tensión nominal, [kV] R : Resistencia del conductor, [Ω/km] X : Reactancia del conductor, [Ω/km] ϕ : Angulo de desfase, Cosϕ =0,8

En nuestro caso para un conductor de aluminio de sección 240 mm2 y el tipo de instalación, la R y la X son respectivamente; 0,169 Ω/km y 0,105 Ω/km, por lo que aplicando la fórmula anterior se obtendrán los siguientes resultados:


67

Linea M.T. 25kv

Tipo de conductor

R [Ω/km]

ϕ X [Ω/km]

L [Km]

P [kW]

U [kV]

V∆ [%]

Línea entrada C.T.

RHZ1 18/30 kV 3x240 mm2 Al 0,169 36,87 0,105 0,030 100 25 1,19·10-4

3.2.6. Dimensionado del tubo

El dimensionado el tubo se hará según la norma de la compañía NTP-LSMT, en la cual dice que, la relación entre el diámetro del tubo y el diámetro aparente de la terna no será inferior a:

2; en el caso de ternas de cable enterradas en una zanja, en el interior de tubos.

1,5; en el tramo de subida hasta la línea aérea.

Para ello se calculara el diámetro aparente de la terna a partir de la siguiente tabla:

1- Conductor AL 2- Semiconductor interno 3- Aislamiento XLPE 4- Semiconductor externo 5- Blindaje de alambres de cu 6- Blindaje de cintas de cu 7- Cubierta externa

Figura 6: Conductor RHZ1 18/30 Kv Al

Tipo Cable

Ø

Cond. Al

[mm]

Espesor semicond.

interno [mm]

Espesor aislamiento

[mm]

Espesor semicond. externo [mm]

Espesor alambres

[mm]

Espesor cubierta

[mm]

Ø total del

cable [mm]

RHZ1 18/30 kV 240 mm2 Al

19,2 0,5 8 0,5 0,6 2,75 31,55

El tubo escogido para la instalación enterrada, es un tubo corrugado de doble pared “ASAFLEX” de la casa URALITA, de Ø 160 mm, a continuación se hace el cálculo de comprobación:

( ) ( ) 223,7775,153

5,73

32

3 2

2

2240

2

240

≥=⋅⋅⋅→

⋅⋅⋅

→≥⋅ π

ππ

πr

r

S

S tubotubo

Donde:

tubor , Radio interior del tubo Ø160 mm, 73,5 [mm]

240r , Radio exterior del cable RHZ1 18/30 kV 1x240 Al, es 15,775 [mm]


68

El tubo escogido para la instalación aérea, es un tubo de acero de Ø 110 mm.

( ) ( ) 5,183,3775,153

5,53

32

3 2

2

2240

2

240

≥=⋅⋅⋅→

⋅⋅⋅

→≥⋅ π

ππ

πr

r

S

S tubotubo

Donde:

tubor , Radio interior del tubo Ø110 mm, 53,5 [mm]

240r , Radio exterior del cable RHZ1 18/30 kV 1x240 Al, es 15,775 [mm]

3.2.7. Dimensionado de la zanja M.T.

Se realizara una zanja con unas dimensiones de 0,9 m de alto, 0,4 m de ancho, y tendrá una longitud de 18m. Por lo que el volumen total de tierra a escavar será de:

348,69,04,018 mhalV =⋅⋅→⋅⋅= Donde: V : Volumen de tierra a escavar, [m3] l : Largo total de la zanja, [m] a : Ancho total de la zanja, [m] h : Alto total de la zanja, [m]

3.2.8. Protección para línea subterránea de MT

Para la protección contra sobretensiones de la línea subterránea de media tensión se utilizaran pararrayos de óxidos metálicos con envolvente polimérica, estos tendrán una corriente de descarga de 10 kA, y se instalaran un pararrayos por cada fase. En la siguiente tabla se muestran las características:

Intensidad nominal de descarga

[kA]

Tensión asignada

[kV]

Tensión max. de servicio

[kV]

Longitud línea de fuga

[mm]

10 30 24,4 >1250 Estos pararrayos se colocaran en el apoyo de conversión aérea-subterránea de la línea de M.T. de 25 kV y sus características se ajustaran a la norma UNE-EN 60099.


69

3.3. Calculo de la línea aérea de M.T.

3.3.1. Calculo eléctrico del conductor

3.3.1.1. Datos de partida

Tensión nominal................................................... 25 kV Longitud............................................................... 18,37 metros Zona climática...................................................... Zona A (Altitud<500 m) Tensión a transportar…………………………… 25 Kv Numero de cables a transportar………………… 3 Terreno…………………………………………. Horizontal (llano) Tipo de línea…………………………….……… Línea 3ª categoría Factor de potencia................................................. 0,8

3.3.1.2. Tipo de conductor

El conductor utilizado será LA-56 de aluminio-acero, cuyas características son las siguientes:


[mm2] Diámetro


rotura

[daN

Resistencia

eléctrica a

20ºC

[Ω/km]

Peso

[kg/K

m]

Módulo de

elasticidad

[daN/mm2]

Coef. de

dilat. Lineal

[ºC]

Aluminio Acero

Al Total Nº

Ø

[mm] Nº

Ø

[mm] Total Alma

6 3,15 1 3,15 46,8 54,6 9,5 3,15 1634 0,6136 189,1 8100 19,1.10-6

3.3.1.3. Resistencia y Reactancia del conductor

• Resistencia En las características del conductor se obtiene R20º = 0,6136 Ω/km, por lo que la resistencia del conductor de Al a una temperatura de servicio de 40º se calculara mediante la siguiente expresión:

( )[ ]20·1·º20 −Θ+=Θ αCRR

Donde:

ΘR , es la resistencia del conductor a la temperatura de servicio, [Ω/km]

CR º20 , es la resistencia del conductor a la temperatura de 20ºC en el conductor, [Ω/km]


70

α , coeficiente de variación de resistencia especifica por temperatura del conductor de aluminio, 0,00403 [ºC-1]

Θ , es la temperatura de servicio prevista para el conductor de Al., 40 [ºC]

Sustituyendo valores se obtendrá:

( )[ ]2040·00403,01·6136,0 −+=kR = 0,663 [Ω/km]

• Reactancia

La reactancia kilométrica de la línea se calcula empleando la siguiente fórmula:

kk Lf ···2π=Χ

y sustituyendo L (coeficiente de autoinducción), por la expresión:

410ln.605,45,0 −⋅

+=R

DLK

Llegamos a:

410ln605,45,0·2 −⋅

⋅+⋅⋅=ΧR

DfK π

Donde:

KΧ : Reactancia kilométrica de la línea, [Ω/Km]

f : Frecuencia nominal de la red, 50 [Hz]

D : Separación media geométrica entre conductores, [mm]

R : Radio del conductor, [mm]

El valor D, se determinara a partir de las distancias entre conductores que nos proporciona el tipo de cruceta elegido.

Figura 7: Distancias de la cruceta escogida


71

312312

3·· dddD=

Donde:

mmdd 16156001500 222312 =+==

mmd 300031 =

Sustituyendo valores nos queda que:

D=1985 mm Y como, R=4,75 mm y f=50 Hz, el valor de la reactancia es de:

XK= 0,395 Ω/Km

3.3.1.4 Potencia máxima de trasporte

Densidad máxima de corriente

En el artículo 22 del R.L.A.T, el valor de la densidad máxima de corriente nos esta tabulado en función de la sección del conductor. Para el conductor LA-56 del presente proyecto, dicho valor es:

=σ 3,61 A/mm2

Intensidad máxima

=⋅== 5,5461,3·SI máx σ 196,7 A

Donde: σ = Densidad de corriente máxima, [A/mm2] S= Superficie del conductor, [mm2]

Potencia máxima de transporte

La potencia máxima de transporte se calculara con la siguiente fórmula:

kWIUP máxmáx 9,68138,07,196253 ·cos··3 =⋅⋅⋅→= ϕ


72

Donde: U : Tensión nominal de la línea, [Kv]

máxI : Intensidad máxima de la línea por limite térmico, [A]

ϕ cos : Factor de potencia

3.3.1.5. Caída de tensión

( )ϕ·tan ·10

%2 KKR

U

LPU Χ+

⋅⋅=∆

Donde:

U∆ : Caída de tensión máxima, [%] P : Potencia transportada de la instalación, [Kw] L : Longitud de la línea, [Km] U : Tensión nominal de la línea, [Kv]

KR : Resistencia del conductor, [Ω/Km]

KΧ : Reactancia del conductor, [Ω/km] ϕ : Angulo de desfase, 36,89º Linea M.T.

25kv Tipo de

conductor Rk

[Ω/km]

ϕ Xk [Ω/km]

L [Km]

maxP

[kW] U

[kV] V∆

[%]

Línea aérea LA-56 0,663 36,87 0,395 0,01837 100 25 2,81·10-4

3.3.1.6. Perdidas de potencia

La pérdida de potencia en tanto por ciento se calcula como:

[ ]ϕ22·cos·10

··%

U

RLPP

K=∆

Donde:

P∆ : Caída de tensión máxima, [%] P : Potencia transportada de la instalación, [Kw]

L : Longitud de la línea,[Km] U : Tensión nominal de la línea, [Kv]

KR : Resistencia del conductor, [Ω/Km] cosϕ : Factor de potencia, 0,8

Sustituyendo los valores conocidos de las variables que aparecen en las fórmulas se obtiene:

[ ] ===∆2222

max

8,0·25·10

663,0·01837,0·100

·cos·10

··%

ϕU

RLPP K 0,000305%


73

3.3.1.7. Tierra de protección del apoyo

El apoyo situado en lugar de pública concurrencia, dispondrá de una toma de tierra en forma de anillo cerrado, enterrado alrededor de la cimentación, a 1 m de distancia de las aristas de ésta y a 0,5 m de profundidad. Al anillo se le conectarán como mínimo dos picas de acuerdo con la Norma GE NNZ035 y UNE 21056 de 2 m de longitud, 14 mm de diámetro y 300 µm de espesor de recubrimiento de cobre, hincadas en el terreno, de modo que se consiga un valor de resistencia menor de 20Ω. Para comprobar si es suficiente con lo indicado arriba, se realizara un cálculo de comprobación según el método de Unesa “Métodos de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación conectados a líneas de tercera categoría” Como el valor de la resistividad del terreno será 150 Ω.m

ρt

r

RK =

Donde:

rK : Coeficiente del electrodo, [Ω/(Ω·m)]

tR : Resistencia de puesta a tierra máxima permitida para la protección, 20 [Ω]

ρ : Resistividad del terreno, 150 [Ω·m] Sustituyendo valores:

150

20=rK

Se selecciona el electrodo tipo (de entre los incluidos en las tablas, y de aplicación en este caso concreto, según las condiciones del sistema de tierras) que cumple el requisito de tener una Kr más cercana inferior o igual a la calculada para este caso y para este centro obtenemos una K r ≤ 0,1333 [Ω/(Ω·m)]. Así pues se optara por un sistema de tierras con las características que se indican a continuación: Identificación Código 30-30/5/42 Parámetros característicos Kr = 0,110 Ω/(Ω·m)

Kp = 0,0258 V/(Ω·m·A) Kc = 0,0563 V/( Ω·m·A)

Descripción Estará constituida por una malla rectangular de 3x3m, con 4 picas en sus vértices unidas por un conductor de cobre desnudo de 50 mm2 de sección, enterrado a 0,5 m de profundidad. Las picas serán de cu y tendrán un diámetro de 14 mm y una longitud de 2 m.


74

3.3.1.8. Tabla resumen

KR : Resistencia del conductor [Ω/Km]

0,663

KΧ : Reactancia del conductor [Ω/km]

0,395

σ = Densidad de corriente máxima [A/mm2]

3,61

máxI : Intensidad máxima de la línea [A]

196,7

maxP : Potencia máxima de la línea [Kw]

6813,9

P∆ : Perdida de potencia [%]

0,000305

U∆ : Caída de tensión [%]

0,000281

3.3.2. Cálculos mecánicos

3.3.2.1. Consideraciones iniciales

En el caso de la instalación en proyecto, se justificará la idoneidad del apoyo existente C2000-12 tipo alineación función derivación de línea, así como se dimensionará el nuevo apoyo como final de línea y encargado de realizar la conversión aéreo-subterránea. Los cálculos se realizaran considerando la instalación se encuentra ubicada en zona A. 3.3.2.2. Datos del conductor


[mm2] Diámetro


rotura

[daN

Resistencia

eléctrica a

20ºC

[Ω/km]

Peso

[kg/K

m]

Módulo de

elasticidad

[daN/mm2]

Coef. de

dilat. Lineal

[ºC]

Aluminio Acero

Al Total

Nº Ø

[mm] Nº

Ø

[mm] Total Alma

6 3,15 1 3,15 46,8 54,6 9,5 3,15 1634 0,6136 189,1 8100 19,1.10-6


75

3.3.2.3. Componente horizontal y Límite dinámico “EDS” (Art. 27.2)

La tensión de cada día o Every Day Stress se calcula como:

18100· <=r

h

C

TEDS

Siendo:

EDS: Every Day Estress, esfuerzo al cual están sometidos los conductores de una línea la mayor parte del tiempo, correspondiente a la temperatura media o a sus proximidades, en ausencia de sobrecarga

hT : Componente Horizontal de la Tensión o Tensión Horizontal en las condiciones

finales consideradas, para el vano de regulación [kg]. (Zona A, se considerarán que los conductores se encuentran sometidos a una temperatura de 15 ºC, sin ningún tipo de sobrecarga)

rC : Carga de rotura del conductor, [kg]

Impondremos un valor de 4% de EDS, ya que será un vano flojo y no se quiere que haya un tense considerable tal y como se ha calculado el apoyo anteriormente. Entonces teniendo también en valor de la carga de rotura del conductor, se obtendrá la componente horizontal, hT , a la temperatura de 15ºC y sin sobrecargas.

HIPÓTESIS EDS (SIN SOBRECARGAS y t = 15ºC)

Vano ia [m] ih∆ [N] ib [m] hT [kg] rC [kg] EDS

1-2 18,37 0,55 18,37 66,69 1667,34 4 Como se puede a preciar en los resultados de la tabla anterior, se alcanza un valor de EDS inferior a 18 %, por lo que no será necesario instalar elementos antivibratorios sobre los conductores.

3.3.2.4. Tendido de la línea y flecha máxima

Las tablas de tendido proporcionan los valores de las componentes horizontales de las tensiones y de las flechas a diversas temperaturas Para su cálculo se utilizará la ecuación del cambio de condiciones, considerando un estado final sin sobrecarga y a una temperatura de –5ºC a 50 ºC, considerada en incrementos de 5ºC, para la zona A. Se calculara para un EDS = 4%, ya que se considerara como vano flojo sin casi tensión mecánica. Utilizando estas condiciones finales las tablas de tendido resultantes para el vano son las siguientes:


76

VANO 1 (vano flojo)

t [ºC] hT [kg] f [m]

- 5 81,3 0,098

0 77,57 0,103

5 73,89 0,108

10 70,26 0,114

15 66,69 0,120

20 63,19 0,126

25 59,77 0,134

30 56,45 0,141

35 53,24 0,150

40 50,15 0,159

45 47,2 0,169

50 44,4 0,18

La flecha máxima que se obtendrá para una temperatura de 50ºC corresponde a un valor de 0,18 m, y es el valor que se escogerá para dimensionar la altura del apoyo.

3.3.2.5. Calculo del conductor

El cálculo se realizara suponiendo el cable sometido a la tensión máxima admisible como caso más desfavorable, los datos de partida para llevar a cabo el cálculo mecánico se indican a continuación: Cargas permanentes Se corresponde con la debida al peso propio, para los conductores empleados:

Conductor p [kg/m]

LA-56 0,1891 Presión debida al viento sobre el conductor Calculada por la expresión siguiente, en función del diámetro del cable:

dp vv ⋅= σ ( vσ = 60 kg/m2 para diámetros iguales o menores a 16mm, 50 kg/m2 otros

casos), siendo para este caso un d = 0,0095 m


77

22

vv pppp +=+

En la siguiente tabla se resumen los datos previos relativos al peso propio, presión del viento y resultante para el conductor de la línea en proyecto:

Conductor p [kg/m]

pv

[kg/m] p+pv

[kg/m] LA-56 0,1891 0,57 0,7591

Tracción máxima admisible o tense limite elástico De acuerdo con el RLAT, art.27, “la tracción máxima de los conductores y cables de tierra no resultara superior a su carga de rotura dividida por 3 si se trata de alambres, considerándoles sometidos a la hipótesis de sobrecarga en función de la zona de sobrecarga definidas en el artículo 16”.

Conductor CR

[kg] CR/3 [kg]

Tadm

[kg] LA-56 1667,34 555,78 555,78

El cálculo se realizara suponiendo el cable sometido a la tensión máxima admisible como caso más desfavorable, con los conductores sometidos a la acción de su propio peso, y a una sobrecarga de viento a la temperatura de -5 ºC. Hechas estas consideraciones, teniendo en cuenta las hipótesis reglamentarias, y por aplicación de la ecuación de cambio de condiciones se obtienen una serie de tablas correspondientes al cálculo mecánico donde se resumen los resultados obtenidos. La ecuación de cambio de condiciones está definida por la siguiente expresión, que relaciona unas condiciones iniciales de tensión, peso y temperatura ( 1T

, 1p , 1Θ ), con

unas condiciones finales del conductor ( 2T, 2p , 2Θ ):

22

2112

2

1

122

22 24

)(24

paSE

TSET

pa

SETT ⋅⋅⋅=

−Θ−Θ⋅⋅⋅+

⋅⋅⋅+ α


78

Donde: E : Modulo elástico, [kg/mm2] S : Sección total del cable, [mm2] a : Longitud total del vano a calcular, [mm] α : Coeficiente de dilatación lineal, [ºC]

1p : Peso total del conductor en condiciones iniciales, [kg/m]

2p : Peso total del conductor en condiciones finales, [kg/m]

1T : Tensión del cable en condiciones iniciales, [kg/mm2]

2T : Tensión del cable en condiciones finales, [kg/mm2]

1Θ : Temperatura en condiciones iniciales, [ºC]

2Θ : Temperatura en condiciones finales, [ºC] Hipótesis del cálculo de flecha máxima Las hipótesis de flecha máxima definidas para el cálculo mecánico de los conductores, según el artículo 27 del RLAT, serán las siguientes: Condiciones iniciales, Tracción máxima admisible:

1T = 555,78 [kg]

vppp +=1 = 0,7591 [kg/m]

1Θ = -5 ºC

Flecha máxima, Hipótesis de viento:

vfPT max,22 →→

vppp +=1 = 0,7591 [kg/m]

2Θ = +15 ºC

Flecha máxima, Hipótesis de temperatura:

tfPT max,22 →→

pp =2 = 0,1891 [kg/m]

2Θ = +50 ºC

La flecha en cada hipótesis se calcula con la expresión:

i

iiii T

ahapf

⋅+∆⋅⋅

=8

22

[m]

Donde:

iP : Parámetro del estado 2: i

ii p

TP =

p : Peso total del conductor, [kg/m]

ia : Vano teórico, [m]

ib : Vano real, 22iii hab ∆+= , [m]

ih∆ : Desnivel entre apoyos, [m]


79

3.3.2.6. Resultados del cálculo del conductor

Considerando los apartados anteriores, se obtendrán los siguientes resultados para los vanos en proyecto:

Vano ia

[m] ih∆

[m] ib

[m] 1-2 18,37 0,55 18,378

Hipótesis iT

[kg] ip

[kg/m] iΘ

[ºC] iP

if

[m]

Vano

Condiciones iniciales

555,78 0,7591 -5 732,156 0,014 1-2

Flecha max. Viento

539,67 0,7591 +15 710,934 0,015 1-2

Flecha max. Temperatura

510,27 0,1891 +50 2698,41 0,016 1-2

Tal y como se observa en la tabla anterior, la flecha máxima se produce en la hipótesis temperatura máxima. 3.3.2.7. Calculo de Apoyos

Hipótesis de Cálculo Los esfuerzos en los apoyos corresponden a los establecidos por el Vigente Reglamento de Líneas de Alta Tensión según su función e hipótesis. Los coeficientes de seguridad respecto al límite de fluencia no serán inferiores a 1,5 para las hipótesis normales (1ª y 2ª) y 1,2 para las hipótesis anormales (3ª y 4ª). Para los apoyos en proyecto situados en zona A, resultan de aplicación las siguientes hipótesis:

Apoyo Final de Línea 1ª Hipótesis (viento) -Cargas permanentes (art. 15)

-Viento (art.16) -Desequilibrio de tracciones (ap.3,art.18) -Temperatura: -5 ºC

4ª Hipótesis (rotura) -Cargas permanentes (art. 15) -Rotura de conductores (ap.3,art.19) -Temperatura: -5 ºC


80

Apoyo Estrellamiento (derivación) 1ª Hipótesis (viento) -Cargas transversales Viento + Vano

(art.16) -Temperatura: -5 ºC

Cálculo de los esfuerzos

A continuación se definen las fórmulas utilizadas para el cálculo de los esfuerzos correspondientes a cada hipótesis:

Cargas permanentes (art. 15):

Cargas verticales producidas por el peso propio de los conductores, aisladores y herrajes, correspondientes a cada apoyo:

⋅+

+⋅= pll

pc cv 23 21

Donde:

vc : Carga vertical sobre el apoyo, [kg]

cp : Peso cadena de 3 aisladores U 70-BS y herrajes, 30 [kg]

1l , 2l : Longitud del vano anterior y posterior al apoyo en cálculo, [m] p : Peso del conductor, LA-56, 0,1891 [kg/m]

Cargas transversales, Viento, (art. 16):

Cargas transversales producidas por la presión del viento sobre los conductores, aisladores y herrajes, correspondientes a cada apoyo, cuyo cálculo ya incluye la acción del viento sobre los mismos:

⋅+

+⋅= vct pll

vc2

3 21

Donde:

tc : Cargas transversales sobre en apoyo, [kg]

cv : Presión del viento sobre la cadena de 3 aisladores U 70-BS y herrajes, 10 [kg]

1l , 2l : Longitud del vano anterior y posterior al apoyo en cálculo, [m]

vp : Presión del viento sobre el conductor LA-56, según cálculos 0,57 [kg/m]


81

Cargas transversales, Viento + Vano : El apoyo donde se realizara la derivación de la línea será un C 2000-12 tipo estrellamiento, y estará sometido a un esfuerzo transversal ejercido por los conductores a instalar, por lo que es necesario comprobar si este esfuerzo afectara al apoyo. Para la comprobación se consideraran cargas transversales producidas por la presión del viento sobre los vanos, aisladores y herrajes ya instalados, y el esfuerzo adicional del vano a instalar:

⋅+

++⋅= vct pll

vTc2

3 21

Donde:

tc : Cargas transversales sobre en apoyo, [kg]

cv : Presión del viento sobre la cadena de 3 aisladores U 70-BS y herrajes, 10 [kg]

1l , 2l : Longitud del vano anterior y posterior al apoyo en cálculo, 140 y 134 [m]

vp : Presión del viento sobre el conductor LA-56, según cálculos 0,57 [kg/m]

T : Esfuerzo máximo adicional ejercido por el vano a instalar, 555,78 [kg]

Desequilibrio de Tracciones, (Ap.1 y 3 art. 18):

Esfuerzo longitudinal en función de las tracciones unilaterales de todos los conductores y cables de tierra, además del tipo de apoyo:

admTkc ⋅⋅= 31

Donde:

1c : Esfuerzo longitudinal, [kg] k : Coeficiente que depende del tipo de apoyo, fin de línea k = 1, alineaciones k = 0,08.

admT : Tensión máxima admisible, según apartados anteriores 555,78 [kg]

Cargas horizontales Resultantes:

Esfuerzo horizontal resultante teniendo en cuenta la acción del viento y el desequilibrio de tracciones:

21

2 CCc tr += Rotura de Conductores, (Ap.1 y 3 art. 19): Esfuerzo unilateral correspondiente a la rotura de un solo conductor en función del tipo de apoyo, aplicado en el punto que produzca la solicitación más desfavorable:


82

admTkR ⋅=

Donde: R : Esfuerzo unilateral correspondiente a la rotura de un solo conductor, [kg] k : Coeficiente que depende del tipo de apoyo, fin de línea k = 1, alineaciones con

cadena de suspensión k = 0,5, alineaciones con cadena de amarre k =1.

admT : Tensión máxima admisible, según apartados anteriores 555,78 [kg]

3.3.2.8. Resultados del cálculo de apoyos

En la siguiente tabla se muestran los resultados del cálculo de los esfuerzos resultantes en cada apoyo, teniendo en cuenta las hipótesis anteriores:

Nº Función 1l [m]

2l [m]

vc

[kg] tc

[kg] 1c

[kg] rc

[kg] R

[kg]

1 Estrellamiento -derivación de

línea (existente) 140 134 - 1931,61 - - -

2 Fin de línea-

amarre 18,37 0 95,21 61,41 1667,3 1668,43 555,78

3.3.2.9. Elección de los Apoyos

Altura del apoyo nuevo

hdfDH Cl +++= º501

Donde:

lH : Altura mínima del apoyo, [m]

1D : Distancia de los conductores al terreno, 6 [m]

Cf º50 : Flecha máxima correspondiente a la temperatura de 50ºC, 0,18 [m]

d : Altura del armado a colocar, 0,6 [m] h : Profundidad del empotramiento (apartado 3.3.1. de este anexo), [m] La altura mínima del apoyo a escoger será de 8,81 m Apoyos escogidos Para justificar el apoyo existente y el nuevo apoyo proyectado, la siguiente tabla resume la resistencia mecánica y coeficientes de seguridad de los apoyos, según norma GE AND001, para apoyos metálicos de celosía:


83

Nº Función Apoyo V

[kg] F

[kg] T

[kg] P

[kg] Ab

[m]

Ac [m]

1

Estrellamiento -derivación de

línea (existente)

C-2000-12m

612,24 2040,82 1428,57 554 0,9 0,65

2 Fin de línea C-2000-

10m 612,24 2040,82 1428,57 483 0,82 0,51

Donde: V: Esfuerzo útil vertical del apoyo aplicado de modo simultaneo al resto de esfuerzos

útiles, con coeficiente de seguridad 1,50. F: Esfuerzo útil horizontal coincidente con un viento de 120 km/h, con coeficiente de

seguridad 1,50. T: Esfuerzo útil de torsión aplicado a 1,5 m del eje del apoyo, con un coeficiente de

seguridad 1,2. P: Peso del apoyo, [kg] Ab: Ancho de la base del apoyo, [m]

Ac: Ancho de la cabeza del apoyo, [m] Los valores anteriores cumplen las hipótesis reglamentarias:

1ª Hipótesis 4ª Hipótesis Fin de línea V ≥ Cv

F ≥ Cr

V ≥ Cv

T ≥ R

1ª Hipótesis Estrellamiento F ≥ Ct

3.3.2.10. Elección de la cruceta

Apoyo Función Tipo apoyo Montaje a d e Peso Esfuerz

o

Máxim

o (m) (m) (m) (Kg) (Kg) 1 Fin Línea Celosía recto I Reforzado 1.5 0.6 0.6 61 4500

Figura 8: Distancias del tipo de cruceta escogido


84

3.3.3. Calculo de las cimentaciones (Art. 31)

3.3.3.1. Consideraciones y cimentación escogida

La cimentación del apoyo se realizara mediante zapatas monobloque de hormigón, y se verificara el vuelco mediante la fórmula siguiente con coeficiente de seguridad de 1,5, tal como indica el art.31 del R.L.A.T.

5,1≥=Mv

MeCs

Se considerara un terreno normal por lo que el valor k sera 12 kg/cm3, y el apoyo sera un C 2000-10, según tablas para este tipo de terreno y tipo de apoyo, correspondera a la siguiente cimentacion:

tH

[m] k

a [m]

h [m]

v [m3]

pH

[m] 10 12 0,91 2,03 1,68 8,17

0,

2

Hp

h

a

0,2

Ht

Figura 9: Dimensiones de la cimentacion del apoyo C 2000-10 fin de línea

3.3.3.2. Comprobación de la cimentación

Para saber si el apoyo volcara o no, se aplicaran las formulas del momento de vuelco y el momento estabilizador -El momento de vuelco “Mv” viene dado por:

+= hHFM pV ·3

2·


85

Donde:

VM : Momento de vuelco, [daN. m]

F : Esfuerzo nominal del poste, [daN]

pH : Altura libre del poste, [m]

h : Profundidad del empotramiento, [m] Sustituyendo valores se obtiene un momento de vuelco “ Mv” = 19046,66 daN.m -El momento estabilizador “Me” se calcula con la siguiente expresión:

4,02200139 34 ⋅⋅⋅+⋅⋅⋅= hahakM e

Donde:

eM : Momento estabilizador, [daN. m]

k : Constante según tipo de terreno, [kg/cm3] a : Ancho de la cimentación, [m] h : Profundidad de la cimentación, [m]

Sustituyendo valores se obtiene un momento estabilizador “ Me”= 27122,54 daN.m

-Debiendo cumplirse:

5,1≥=Mv

MeCs

Donde:

VM : Momento de vuelco, [daN. m]

Me : Momento estabilizador [daN. m]

sC : Coeficiente de seguridad reglamentario

5,1424,166,19046

54,27122 ≥==sC

Como se puede observar la cimentación escogida trabajara con seguridad. 3.3.4. Calculo de la cadena de aisladores

3.3.4.1. Elección del aislador

Nivel de aislamiento

Según el art.24 del R.L.A.T., el nivel de aislamiento se define por las tensiones soportadas bajo lluvia, a 50 Hz., durante un minuto y con onda de impulso de 1,2/50 microsegundos, según normas de la Comisión Electrotécnica Internacional.


86

Los niveles de aislamiento mínimos correspondientes a la tensión más elevada de la línea, tal como ésta ha sido definida en el art.2 del R.L.A.T., serán los reflejados en la tabla adjunta:

Tensión nominal [kV]

Tensión más elevada [kV eficaces]

Tensión de ensayo al choque

[kV cresta]

Tensión de ensayo a frecuencia industrial

[kV eficaces] 25 36 170 70

Características del aislador escogido Se utilizarán cadenas formadas por aisladores del tipo U 70 BS, estos serán de vidrio de tipo caperuza y vástago, cuyas características son:

Ref. Material

Carga de

rotura

[daN]

Ømax

nominal aislante [mm]

Paso nominal

[mm]

Línea de fuga

[mm]

Ø Vástago

[mm]

Peso

[N]

U 70 BS vidrio 7000 255 127 310 16 33,32

3.3.4.2. Dimensionado eléctrico de la cadena

Para el dimensionado eléctrico se calculara el nivel de aislamiento, este se determinara en función de los niveles de contaminación de la zona en la que vaya a instalarse la línea, estos niveles están definidos en la CEI 815.

Como el trazado de la línea discurrirá por “Zonas expuestas al viento del mar, pero alejadas algunos kilómetros de la costa”, se considerar un nivel de polucion II Medio, que corresponderá a un nivel de aislamiento “Nia“ de 20 mm/kV.

Para saber el número de aisladores que se debe tener en la cadena de aisladores, se aplicará la siguiente fórmula:

332,2310

36·20·→===

Llf

UmeNian

Donde:

n : Número de aisladores de la cadena Nia : Nivel de aislamiento recomendado según las zonas por donde atraviesa la línea,

[mm/kV] Ume : Tensión más elevada de la línea, [kV] Llf : Longitud de la Línea de fuga del aislador elegido, [mm]

Según cálculos se escogerá una cadena formada por 3 aisladores.


87

3.3.4.3. Dimensionado mecánico de la cadena de aisladores

Mecánicamente, el coeficiente de seguridad a la rotura de los aisladores “Csm” ha de ser mayor a 3. El aislador deberá soportar las cargas normales que actuaran sobre él.

46,27)332,33(02,2449

70000 =⋅+

→+

=PcaPv

QaCsm

Donde: Csm : Coeficiente de seguridad a la rotura de los aisladores con cargas normales Qa : Carga de rotura del aislador, [N] Pv : El esfuerzo vertical transmitido por los conductores al aislador, [N] Pca : Peso de la cadena de aisladores, [N] Se obtiene un coeficiente de seguridad de rotura muy superior a 3, esto es debido al poco tense del vano.

3.3.4.4. Longitud de la cadena de aisladores

Para calcular la longitud de la cadena de aisladores, se aplicara la siguiente fórmula:

LAisNAisLca ⋅= Donde: Lca = Longitud de la cadena aisladora, [mm] NAis = Numero de aisladores de la cadena (U70BS), 3 aisladores LAis = Longitud de un aislador, 127 [mm] Según cálculos la longitud de la cadena de aisladores es de 381 mm.

3.3.4.5. Esfuerzo del viento sobre la cadena

El esfuerzo del viento sobre la cadena “Eca” será:

NLcaDais

kEca 78,79973811000

25532,82

1000=⋅⋅→⋅⋅=

Donde: Eca : Esfuerzo del viento sobre la cadena, [N] k : 0,007 · v² · 0,6 (si v > 120 Km/h). Según artículo 16. v : Velocidad del viento, 140 [Km/h] Dais : Diámetro máximo de un aislador, [mm] Lca : Longitud de la cadena, [mm]


88

Se obtiene un esfuerzo del viento sobre la cadena de 7997,78 N, a una velocidad de 140 km/h. 3.3.5. Distancias de seguridad (Art. 25)

3.3.5.1. Distancia de los conductores al terreno (Art. 25.1)

De acuerdo con el art.25, apartado 1 del R.L.A.T., la mínima distancia de los conductores en su posición de máxima flecha, a cualquier punto del terreno, es:

1503,51

UD +=

Donde:

1D : Distancia de los conductores al terreno (con un mínimo de 6m), [m] U : Tensión de la línea, [kV]

Sustituyendo valores se obtiene una distancia de conductores al terreno de 5,46 m, aunque el valor a escoger serán 6 m.

3.3.5.2. Distancia de los conductores entre sí (Art. 25.2)

La separación mínima entre conductores calculada en esta fórmula de abajo, deberá ser inferior a la distancia entre conductores que proporcionan las crucetas:

150·2

ULFKD ++=

Donde:

2D : Separación entre conductores (con un mínimo de 1,5), [m] F : Flecha máxima, 0,3 [m] L : Longitud de la cadena de amarre, L = 0 [m] U : Tensión nominal de la línea, [kV] K : Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento, según

tabla del artículo 25.1. del R.L.A.T. para línea de 3ª categoría, k= 0,65

Para escoger el valor de k, se necesitara calcular:

º29,3171891,0

60 =→=Pp

Pvα

Donde: Pv: Sobrecarga del viento para conductor Ø≤16mm, 60 [kg/m2] Pp : Peso del conductor por metro, 0,1891[kg/m] Sustituyendo valores se obtendrá una D2=0,523 m por lo que con las crucetas proyectadas de 1,5 m será suficiente.


89

3.3.5.3. Distancia de los conductores al apoyo (Art. 25.2)

De acuerdo al artículo 25.2, la separación mínima entre los conductores y sus accesorios en tensión y los apoyos no será inferior a:

1501,0=D3

U+

Donde:

3D : Distancia de los conductores al apoyo, [m]

U : Tensión de la línea, [kV]

Sustituyendo valores se tendrá una separación D3=0,27 m.


90

p

pU

PI

⋅=

3

3.4. Calculo del C.T.

3.4.1. Intensidad de Media Tensión

La intensidad primaria en un transformador trifásico viene dada por la expresión:

Donde: P: Potencia aparente del transformador, [kVA] Up: Tensión nominal en el primario, [kV] Ip: Intensidad nominal en el primario, [A] Sustituyendo valores:

AI p 77,525.3

250 ==

3.4.2. Intensidad de Baja Tensión

La intensidad secundaria en un transformador trifásico viene dada por la expresión:

Donde:

sI : Intensidad nominal en el secundario, [A]

S : Potencia aparente del transformador, [kVA]

sU : Tensión nominal en el secundario, [kV]

Pcu: Pérdidas debidas a la carga a 75ºC, según placa de características del transformador trifásico. En su defecto se tomarán los valores proporcionados por la UNE 21428-1 y se concreta en la GEFND001, [kW]

Pfe: Pérdidas en vacío a 100% de Us, según placa de características del transformador trifásico. En su defecto se tomarán los valores proporcionados por la UNE 21428-1 y se concreta en la GEFND001, [kW]

Sustituyendo valores:

AI S 95,33742,0.3

65,05,3250 =−−=

s

sU

PfePcuSI

⋅−−=

3


91

3.4.3. Cortocircuitos

3.4.3.1. Observaciones

Para este cálculo se utilizara el método de las impedancias, el principio de este método está basado en determinar las corrientes de cortocircuito a partir de la impedancia que representa el circuito, recorrido por la corriente del defecto. Este método nos servirá para calcular las corrientes de defecto en cualquier punto de la instalación. Se trata de calcular las corrientes de cortocircuito que se producirán en los puntos señalados con una X, lo que posteriormente nos permitirá dimensionar las protecciones:

M .T . B .T .

A CB

Figura 10: Puntos de cálculo de corto circuitos

3.4.3.2. Cortocircuito en el lado de Media Tensión

Para el cálculo de la intensidad de fase para cortocircuito trifásico en el lado de Media Tensión, se considerará la impedancia equivalente de la red que alimenta al Centro de Transformación:

MT

MTMTcc

Zcc

UIcortedePoder

⋅=→

3.. ,

MTccMTp IkIcierredePoder ,, 2.. ⋅⋅=→

Donde:

MTccI , : Intensidad simétrica inicial de cortocircuito trifásico en el devanado de media

tensión, [kA]

MTU : Tensión de línea de la red de media tensión, [kV]

aZ : Impedancia equivalente de la red de media tensión, cc

MTa S

UZ

2

= , [Ω]

La relación entre la resistencia y reactancia equivalente de la red aguas arriba se pueden estimar considerando que en AT:


92

3,0/ ≈aa ZR en 6 kV

2,0/ ≈aa ZR en 20 kV

1,0/ ≈aa ZR en 150 kV

Entonces: 22aaa RZX −= de donde

2

1

−=

a

a

a

a

Z

R

Z

X, para 20 kV se tiene por

tanto →=−= 98,02,01 2

a

a

Z

X Xa = 0,98 . Za

ccS : potencia de cortocircuito de la red, según la NTP-GEN de Fecsa Endesa, esa

potencia está fijada en, 500 [MVA]

MTccZ , : Impedancia de cortocircuito equivalente de los elementos de M.T. aguas arriba

del cortocircuito, ( ) ( )222,

2,, ∑∑ +→+= XRXRZ MTccMTccMTcc

, [Ω]

MTpI , : Amplitud o valor de cresta de la corriente dinámica de cortocircuito trifásico en

el devanado de media tensión, [kA] k : Factor dependiente del cociente Rcc/Xcc del circuito, según la expresión

XccRccek ⋅−⋅+≈ 398,002,1 .

-Resultados finales en punto A

Sustituyendo valores en las ecuaciones del apartado anterior, se obtendrán los

siguientes valores:

Datos Valores

aZ 1,25 Ω

aR 0,2487 Ω

aX 1,225 Ω

MTccZ , 1,25 Ω

MTccR , 0,2487 Ω

MTccX , 1,225 Ω

k 1,5529

MTccI , 11,547 kA

MTpI , 25,36 kA


93

3.4.3.3. Cortocircuito en el lado de Baja Tensión

Para el único transformador de este Centro de Transformación, la potencia es de 250 kVA, la tensión porcentual del cortocircuito del 4.5%, y la tensión secundaria es de 420 V en vacío Para el cálculo de la intensidad de fase para cortocircuito trifásico en el lado de Baja Tensión, se considerará la impedancia equivalente de la red de Media pero pasada al lado de Baja Tensión a través de la relación de transformación, también se considerara la impedancia equivalente interna del transformador y también la impedancia equivalente del conductor en el lado de Baja Tensión.

BT

BTBTcc

Zcc

UIcortedePoder

⋅=→

3.. ,

BTccBTp IkIcierredePoder ,, 2.. ⋅⋅=→

Donde:

BTccI , : Intensidad simétrica inicial de cortocircuito trifásico en el devanado de baja

tensión, [kA]

BTU : Tensión de línea secundaria del transformador en vacio [kV]

BTTZ , : Impedancia interna del transformador referida al lado de baja tensión,

n

BTccBTT S

UuZ

2

, 100= [Ω]

En general TT XR << , del orden de 0,2 TX y la impedancia interna de los

transformadores puede asimilarse a la reactancia TX . Para pequeñas potencias, es

necesario el cálculo de TZ ya que la relación TT XR es mayor. Entonces, esta se

calcula a partir de las pérdidas por efecto Joule (JouleP ) en los arrollamientos, de

forma que BT

JouleT I

PR

⋅=

3

nS : Potencia nominal del transformador trifásico, [VA]

BTI : Intensidad secundaria del transformador trifásico, BT

nBT

V

SI

⋅=

3 [A]

ccu : Tensión porcentual de cortocircuito del transformador trifásico, según placa de

características, [%]. En su defecto se tomaran los valores proporcionados por la UNE 21428-1.

BccBTZ , : Impedancia de cortocircuito equivalente de los elementos conectados aguas

arriba del punto B, referidos al lado de baja tensión del transformador,

( ) ( )22, TaBTTBTaBccBT XXRRZ +++= ,[Ω].


94

CccBTZ , : Impedancia de cortocircuito equivalente de los elementos conectados aguas

arriba del punto C, referidos al lado de baja tensión del transformador,

( ) ( )22, CTaBTCTaBTCccBT XXXRRRZ +++++= ,[Ω].

De forma que, tanto cR como cX dependen de las características del cable, y

según su disposición particular.

Para la corriente máxima de cortocircuito y disposición de los conductores colocados en línea y juntos:

S

LR CC ..25,1 º20ρ= y /mm .095,0 Ω= LXC

Cº20ρ : la resistividad, para conductor al enterrado a 25ºC es 0,02958

Ωm

mm2.

L : Longitud del conductor AB, 49 [m]

S : Sección del conductor AB, 240 [mm2]

BTaZ , : Impedancia equivalente de la red de alta tensión referida al lado de baja tensión,

[Ω]. Se calculará como 2, aZZ aBTa = , siendo a , la relación de transformación

del transformador, [V1/V2]

BTpI , : Amplitud o valor de cresta de la corriente dinámica de cortocircuito trifásico en

el devanado de baja tensión, [kA]

k : Factor dependiente del cociente Rcc/Xcc del circuito, según la expresión XccRccek ⋅−⋅+≈ 398,002,1

-Resultados finales del punto B

Sustituyendo valores en las ecuaciones del apartado anterior, se obtendrá:

Datos Valores

BTaZ , 0,3528 mΩ

BTaR , 0,072 mΩ

BTaX , 0,3457 mΩ

TZ 31,75 mΩ

TR 9,88 mΩ

TX 30,17 mΩ

BccBTZ , 32,075 mΩ

BccBTR , 9,952 mΩ

BccBTX , 30,516 mΩ

k

1,3884

BBTccI , 7,56 kA

BBTpI , 14,844 kA


95

-Resultados finales del punto C

Sustituyendo valores en las ecuaciones del apartado anterior, se obtendrán los

siguientes valores:

Datos Valores

BTaZ , 0,3528 mΩ

BTaR , 0,072 mΩ

BTaX , 0,3457 mΩ

TZ 31,75 mΩ

TR 9,88 mΩ

TX 30,17 mΩ

cZ 8,87 mΩ

cR 7,55 mΩ

cX 4,655 mΩ

CccBTZ , 39,28 mΩ

CccBTR , 17,502 mΩ

CccBTX , 35,17 mΩ

k

1,24

CBTccI , 6,17 kA

CBTpI , 10,82 kA

3.4.4. Dimensionado del embarrado

Al tratarse de un centro de transformación prefabricado, las celdas fabricadas por ORMAZABAL han sido sometidas a ensayos para certificar los valores indicados en las placas de características, por lo que no es necesario realizar cálculos teóricos ni hipótesis de comportamiento de celdas. Las celdas elegidas para el centro de transformación tienen las siguientes características eléctricas:

Tensión nominal

(Kv)

Intensidad nominal

(A)

Tensión de ensayo 50 Hz (1min)

(Kv)

Tensión de ensayo tipo

rayo

(Kv)

Intensidad térmica

(Capacidad corte)

(KA)

Intensidad dinámica

(Capacidad cierre)

(KA)

36 630 70 170 20 50


96

Por lo tanto dicho embarrado debe soportar la intensidad nominal sin superar la temperatura de régimen permanente (comprobación por densidad de corriente), así como los esfuerzos electrodinámicos y térmicos que se produzcan durante un cortocircuito. 3.4.5. Comprobación por densidad de corriente

La comprobación por densidad de corriente tiene por objeto verificar que el conductor que constituye el embarrado es capaz de conducir la corriente nominal máxima sin sobrepasar la densidad de corriente máxima en régimen permanente. Se calculara para una intensidad de 630 A.

Para las celdas del sistema CGM la certificación correspondiente que cubre el valor necesitado se ha obtenido con el protocolo 9901B026-AKLE-02 realizado por los laboratorios LABEIN en Vizcaya (España). 3.4.6. Comprobación por solicitación electrodinámica

Se comprobara que la intensidad dinámica de cortocircuito calculada anteriormente, este dentro del valor aceptado para la celda CGM de la instalación.

· kAkAI MTp 5036,2550, <→<

Para las celdas del sistema CGM la certificación correspondiente que cubre el valor necesitado se ha obtenido con el protocolo GPS-98/01432 en el laboratorio de CESI en Italia. 3.4.7. Comprobación por solicitación térmica

La comprobación térmica tiene por objeto comprobar que no se producirá un calentamiento excesivo de la aparamenta por defecto de un cortocircuito. Esta comprobación se puede realizar mediante cálculos teóricos, pero preferentemente se debe realizar un ensayo según la normativa en vigor. En este caso, la intensidad considerada es la eficaz de cortocircuito, cuyo valor es:

· kAkAI MTcc 20547,1120, <→<

Para las celdas del sistema CGM la certificación correspondiente que cubre el valor necesitado se ha obtenido con el protocolo GPS-98/01432 en el laboratorio de CESI en Italia. 3.4.8. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos

Los transformadores están protegidos tanto en MT como en BT. En MT la protección la efectúan las celdas asociadas a esos transformadores, mientras que en BT la protección se incorpora en los cuadros de las líneas de salida.


97

3.4.8.1. Protección del transformador

La protección del transformador se realiza por medio de una celda de interruptor automático de corte en SF6, que proporciona de protección al transformador contra sobrecargas y cortocircuitos, gracias a la presencia de un relé de protección. En caso contrario, se utilizara únicamente como elemento para la maniobra de apertura o cierre de la red. El interruptor automático estará motorizado y tele mandado, también poseerá capacidad de corte y cierre, tanto para las corrientes nominales, como para los cortocircuitos antes calculados. La empresa distribuidora dispondrá de celdas de seccionamiento en el interior del centro de transformación, que podrá maniobrar según sus necesidades.

3.4.8.2. Protección en baja tensión.

- Se instalara, un interruptor automático seccionador 4P de 200 A curva C, poder de corte 15 kA, que será superior a los 7,56 kA calculados para este punto en el apartado 3.4.3.3. de este anexo, estará ubicado antes de contador bidireccional o doble contador. Para operaciones y mantenimiento de la instalación.

→=⋅⋅

=⋅⋅

= Av

w

V

PI

nom

n 42,1808,03400

100000

cos3max

ϕ IN= 200A

-Se instalara también para los servicios comunes del c.t., una base de enchufe de 2p 16 A y un punto de luz 40 w, y una luz de emergencia de 12 w, e ira protegido por un interruptor magnetotermico de 2p x16 A poder de corte 15 kA curva C, un interruptor magnetotermico de 2p x10 A poder de corte 15 kA curva C y un diferencial de 2p 25 A, 30 mA.

3.4.9. Dimensionado de los puentes de MT

-Elección del cable Para los puentes de M.T. se utilizaran Cables MT 18/30 kV del tipo DHZ1, unipolares, con conductores de sección y material 1x150 Al., estos deberán ser capaces de soportar tanto la intensidad nominal como la de cortocircuito. La intensidad nominal demandada por este transformador (calculada en el apartado3.4.1. de este anexo), es igual a 5,77 A que es inferior al valor máximo admisible por el cable 305 A según el fabricante. -Comprobación de la intensidad de cortocircuito El cálculo de la sección de cable que permite el paso de una corriente de cortocircuito viene dado por la siguiente expresión:


98

TSCtI cc ∆⋅⋅=⋅ 22

Donde:

ccI : Intensidad de cortocircuito eficaz, [A]

t : Tiempo máximo de desconexión del elemento de protección (0,3 s para los fusibles y 0,65 s para el interruptor automático), [s]

C : Constante del material del aislamiento que para el caso del cable descrito en Al tiene un valor de 57 y para el Cu de 135

T : Incremento de temperatura admisible por el paso de la intensidad de cortocircuito (160º C para este material de aislamiento), [ºC] Sustituyendo valores se obtiene para este cable, una ccI = 17,76 kA, con lo que

comparando este valor con la corriente de cortocircuito de la instalación 11,54 kA, el cable será apto. 3.4.10. Dimensionado de los puentes de Transformador-Cuadro B.T.

La conexión del transformador al cuadro de Baja Tensión se realizará con conductores RV 0,6/1kV 3x1x240+1x240 mm2 Al unipolares instalados al aire cuya intensidad admisible a 40ºC de temperatura ambiente es de 955,5 A, superior a la intensidad nominal secundaria 337,95 A, calculada en el apartado 3.3.4.2. de este anexo.

3.4.11. Dimensionado de la ventilación del Centro de Transformación.

La ventilación será por circulación natural de aire a través de una rejilla cuya sección mínima de ventilación se calculara con la siguiente expresión:

324,0 thk

PPS fecu

r∆⋅⋅⋅

+=

Donde:

rS : Superficie mínima de la reja de entrada de ventilación del transformador, [m2]

cuP : Pérdidas en carga del transformador, [kW]

feP : Pérdidas en vacío del transformador, [kW]

t∆ : Diferencia de temperatura entre el aire de salida y el de entrada, [ºC] h : Distancia vertical entre los centros de las rejas, [m] k : Coeficiente en función de la reja de entrada de aire

Aplicando la formula anterior obtenemos una superficie mínima de reja:


99

• cuP = 3,5 kW

• feP = 0,65 kW

• t∆ = 15 ºC

• h= 1,5 m

• k = 0,5

No obstante, puesto que se utiliza un edificio prefabricado de Ormazabal éste ha sufrido ensayos de homologación en cuanto al dimensionado de la ventilación del centro de transformación. El edificio empleado en esta aplicación ha sido homologado según los protocolos obtenidos en laboratorio Labein (Vizcaya - España):

· 97624-1-E, para ventilación de transformador de potencia hasta 1000 kVA 3.4.12. Dimensionado del pozo apagafuegos

De acuerdo con la instrucción MIE-RAT 14, será preceptiva la instalación de dispositivos de recogida de aceite en fosos colectores cuando se utilicen aparatos o transformadores que contengan más de 50 litros de aceite mineral. El foso de recogida del aceite tiene que ser capaz de alojar la totalidad del volumen de agente refrigerante que contiene el transformador en caso de su vaciamiento total. Se dispone de un foso de recogida de aceite de 600 l de capacidad, cubierto de grava para la absorción del fluido y para prevenir el vertido del mismo hacia el exterior y minimizar el daño en caso de fuego. Potencia del transformador

(kva) Volumen de aceite

(litros) Volumen del foso

(litros) 250 260 600

3.4.13. Cálculo y justificación de la red de puesta a tierra

El procedimiento que se utiliza para el cálculo y justificación del sistema de puesta a tierra, es el que se especifica en la Instrucción Técnica MIE-RAT-13, además se comprueba, en todo momento, el cumplimiento de las Normas Técnicas Particulares de Fecsa-Endesa. Con ello, como ya se ha comentado, dicho procedimiento es el que se recoge en el “Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación conectados a redes de tercera categoría” de UNESA. 3.4.13.1. Investigación de las características del suelo

El Reglamento de Alta Tensión indica que para instalaciones de tercera categoría, y de intensidad de cortocircuito a tierra inferior o igual a MTccI , <16 kA, de acuerdo a lo

indicado en la ITC MIE-RAT 13 no será imprescindible realizar la citada investigación previa de la resistividad del suelo, bastando el examen visual del terreno y pudiéndose estimar su resistividad, siendo necesario medirla para corrientes superiores.

2

3486,0

155,15,024,0

65,05,3mmSr =

⋅⋅⋅

+=


100

Según la investigación previa del terreno donde se instalará este Centro de Transformación está formado por margas y arcillas compactas y resistividad media en 150 Ohm·m. 3.4.13.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo correspondiente a la eliminación del defecto.

Según los datos facilitados por la Compañía Suministradora en sus Normas Técnicas Particulares, el tiempo máximo de eliminación del defecto es de 0.6 s. Los valores de K y n para calcular la tensión máxima de defecto aplicada según MIE-RAT 13 en el tiempo de defecto proporcionado por la Compañía son:

K = 72 y n = 1 Por otra parte, los valores de la impedancia de puesta a tierra del neutro son:

Rn = 0 Ω y Xn = 25 Ω

Por lo que se tendrá una impedancia de:

Ω=+→+= 25250 2222nnn XRZ

La intensidad máxima de defecto se producirá en el caso hipotético de que la resistencia de puesta a tierra del Centro de Seccionamiento sea nula. Dicha intensidad será por tanto:

n

MTcald

Z

VI

⋅=

3max

Donde:

caldI max . : Intensidad máxima calculada, [A]

MTV : Tensión de servicio en M.T., [V]

nR : Resistencia de puesta a tierra del neutro, [Ω]

nX : Reactancia de puesta a tierra del neutro, [Ω]

Sustituyendo valores la Id max será:

AI cald 35,577253

25000max =

⋅=

Similar al valor establecido por la compañía eléctrica que es de Id max =500 A


101

3.4.13.3. Diseño preliminar de la instalación de tierra

Para los cálculos a realizar se emplearán las expresiones y procedimientos según el "Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación de tercera categoría", editado por UNESA. -TIERRA DE PROTECCIÓN Se conectarán a este sistema las partes metálicas de la instalación que no estén en tensión normalmente pero puedan estarlo a consecuencia de averías o causas fortuitas, tales como los chasis y los bastidores de los aparatos de maniobra, envolventes metálicas de las cabinas prefabricadas y carcasas de los transformadores. Los datos de partida facilitados por la compañía suministradora son: Tensión de servicio 25 kV Puesta a tierra del neutro de la subestación AT/MT de Fecsa-Endesa

Xn=25

Impedancia de cables de MT de distribución

No se considera según NTP

Tiempo de despeje de defecto 0,6 s Corriente de arranque de la protección 60 A Nivel de aislamiento de la instalación de BT del CT

10 kV

Resistividad del terreno 150 Ω.m Resistividad del hormigón en el acceso (según apartado 3.1. UNESA)

3000 Ω.m

La resistencia máxima de la puesta a tierra del CT deberá cumplir la siguiente expresión:

tdBT RIV ⋅≥

Donde:

BTV : Tensión de aislamiento en baja tensión del C.T., [V]

dI : Intensidad de falta a tierra (calculada en el punto anterior), [A]

tR : Resistencia de puesta a tierra para la protección del C.T., [Ω]

Sustituyendo valores tendremos que:

ttd

BT RRI

V≥→≥

35,577

10000

Resulta una resistencia de puesta a tierra para la protección del C.T. de Rt ≤ 17,32 Ω , lo que se traduce en:


102

ρt

r

RK =

Donde:

rK : Coeficiente del electrodo, [Ω/(Ω·m)]

tR : Resistencia de puesta a tierra para la protección del C.T., [Ω]

ρ : Resistividad del terreno, [Ω·m] Sustituyendo valores:

150

32,17=rK

Se selecciona el electrodo tipo (de entre los incluidos en las tablas, y de aplicación en este caso concreto, según las condiciones del sistema de tierras) que cumple el requisito de tener una Kr más cercana inferior o igual a la calculada para este caso y para este centro obtenemos una K r ≤ 0,1155 [Ω/(Ω·m)]. Así pues se optara por un sistema de tierras con las características que se indican a continuación: Identificación Código 70-25/5/42 Parámetros característicos Kr = 0,084 Ω/(Ω·m)

Kp = 0,0186 V/(Ω·m·A) Kc = 0,0409 V/( Ω·m·A)

Descripción Estará constituida por una malla rectangular de 7x2,5 m, con 4 picas en sus vértices unidas por un conductor de cobre desnudo de 50 mm2 de sección, enterrado a 0,5 m de profundidad. Las picas serán de cu y tendrán un diámetro de 14 mm y una longitud de 2 m. La conexión desde el centro hasta la primera pica se realizara con cable de cobre aislado de 0,6/1 kv, e ira protegido contra daños mecánicos con un tubo de PVC de grado protección 7 como mínimo.

-TIERRA DE SERVICIO Se conectarán a este sistema de tierra los elementos de la instalación necesarios y entre ellos los siguientes:

-Los neutros de los transformadores, que lo precisen en instalaciones o redes con neutro a tierra de forma directa o a través de resistencias o bobinas.


103

-El neutro de los alternadores y otros aparatos o equipos que lo precisen.

-Los circuitos secundarios de los transformadores de tensión e intensidad de la celda de medida.

-Los limitadores, descargadores, autoválvulas, pararrayos para la eliminación de sobretensiones o descargas atmosféricas.

-Los elementos de derivación a tierra de los seccionadores de puesta a tierra.

Para la tierra de servicio optaremos por una configuración de las características que se indican a continuación, que serán iguales a las de la tierra de protección: Identificación Código 70-25/5/42 Parámetros característicos Kr = 0,084 Ω/(Ω·m)

Kp = 0,0186 V/(Ω·m·A) Kc = 0,0409 V/( Ω·m·A)

Descripción Estará constituida por una malla rectangular de 7x2,5 m, con 4 picas en sus vértices unidas por un conductor de cobre desnudo de 50 mm2 de sección, enterrado a 0,5 m de profundidad. Las picas serán de cu y tendrán un diámetro de 14 mm y una longitud de 2 m. La conexión desde el centro hasta la primera pica se realizara con cable de cobre aislado de 0,6/1 kv, e ira protegido contra daños mecánicos con un tubo de PVC de grado protección 7 como mínimo.

El valor de la resistencia de puesta a tierra de este electrodo deberá ser inferior a 37 Ω. Con este criterio se consigue que un defecto a tierra en una instalación interior, protegida contra contactos indirectos por un interruptor diferencial de sensibilidad 650 mA, no ocasione en el electrodo de puesta a tierra de servicio una tensión superior a 24 V, ya que (0,650x37= 24,05 v)

Así mismo, existirá una separación mínima de 13,78 m entre las picas de la tierra de protección y las picas de la tierra de servicio a fin de evitar la posible transferencia de tensiones elevadas a la red de Baja Tensión. Dicha separación está calculada en el apartado 3.4.13.8. de este anexo.

3.4.13.4. Cálculo de la resistencia del sistema de tierra.

-TIERRA DE PROTECCIÓN

Para el cálculo de la resistencia de la puesta a tierra de las masas del Centro (Rt), intensidad y tensión de defecto correspondientes (Id, Ud), utilizaremos las siguientes fórmulas:

- Resistencia del sistema de puesta a tierra, Rt:

rt KR ⋅= ρ


104

Donde:

tR : Resistencia de puesta a tierra, [Ω].

ρ : Resistividad del terreno, [Ω·m].

rK : Coeficiente de resistencia de puesta a tierra, [Ω/(Ω·m)].

- Intensidad de defecto, Id:

22)(3 ntn

MTd

XRR

VI

++⋅=

Donde:

MTV : Tensión de servicio en M.T., [V]

nR : Resistencia de puesta a tierra del neutro, [Ω]

tR : Resistencia de puesta a tierra, [Ω]

nX : Reactancia de puesta a tierra del neutro, [Ω]

dI : Intensidad de defecto, [A]

- Tensión de defecto, Ud:

dtd IRU ⋅=

Donde:

dU : Tensión de defecto, [V]



Sustituyendo los valores siguientes:

ρ = 150 Ω.m Kr = 0,084 Ω/(Ω·m)

Se obtienen los siguientes resultados:

Rt = 12,6 Ω Id = 515,57 A Ud = 6496,18 V

El aislamiento de las instalaciones de baja tensión del C.T. deberá ser mayor o igual que la tensión máxima de defecto calculada (Ud), por lo que siendo de 10 kv cumple con el requisito.


105

De esta manera se evitará que las sobretensiones que aparezcan al producirse un defecto en la parte de Alta Tensión deterioren los elementos de Baja Tensión del centro, y por ende no afecten a la red de Baja Tensión.

Comprobamos asimismo que la intensidad de defecto calculada es superior a 60 A, lo que permitirá que pueda ser detectada por las protecciones normales de la compañía suministradora, en caso de no serlo por las propias del CT.

-TIERRA DE SERVICIO

Para el cálculo de la tierra se servicio que se obtiene con la configuración adoptada, se utilizan las siguientes formulas:

rt KR ⋅= ρ

Donde:


ρ : Resistividad del terreno, [Ω·m]

rK : Coeficiente para el sistema de puesta a tierra, [Ω/(Ω·m)] Sustituyendo los valores ya conocidos mediante el apartado anterior, resulta una resistencia de puesta a tierra de la tierra de servicio de Rt = 12,6 Ω que vemos que es muy inferior a los 150 Ω requeridos por el REBT.

3.4.13.5. Cálculo de las tensiones en el exterior de la instalación.

La tensión de paso en el exterior vendrá determinada por las características del electrodo y de la resistividad del terreno, por la expresión:

dpp IKU ⋅⋅= ρ

Donde:

pU : Tensión de paso en el exterior, [V].

pK : Cociente de tensión de paso, [V/(Ω·m·A)].

ρ : Resistividad del terreno, [Ω·m].

dI : Intensidad de defecto, [A].

Sustituyendo los valores ya conocidos y mencionados en los apartados anteriores, resulta una tensión de paso exterior de Up = 1438,44 V. La tensión de paso en el acceso vendrá determinada por las características del electrodo y de la resistividad del terreno, por la expresión:

dcc IKU ⋅⋅= ρ


106

Donde:

cU : Tensión de paso en el acceso, [V]

cK : Cociente de tensión de contacto, [V/(Ω·m·A)]

ρ : Resistividad del terreno, [Ω·m]


Sustituyendo los valores ya conocidos y mencionados en los apartados anteriores, resulta una tensión de paso en el acceso de Up = 3163,02 V. Con el fin de evitar la aparición de tensiones de contacto elevadas en el exterior de la instalación, las puertas y rejas de ventilación metálicas que dan al exterior del centro no tendrán contacto eléctrico alguno con masas conductoras que, a causa de defectos o averías, sean susceptibles de quedar sometidas a tensión.

3.4.13.6. Cálculo de las tensiones en el interior de la instalación.

El edifico prefabricado de hormigón estará construido de tal manera que, el suelo interior sea una superficie equipotencial. Esto se consigue mediante un mallazo metálico recubierto por una capa de hormigón de 10 cm. Todas las varillas metálicas embebidas en el hormigón que constituyan la armadura del sistema equipotencial estarán unidas entre sí mediante soldadura alumino-térmica. Las conexiones entre varillas metálicas pertenecientes a diferentes elementos se efectuarán de forma que se consiga la equipotencialidad de éstos. Esta armadura equipotencial se conectará al sistema de tierras de protección (excepto puertas y rejillas, que como ya se ha indicado no tendrán contacto eléctrico con el sistema equipotencial). Así pues, no será necesario el cálculo de las tensiones de paso y contacto en el interior de la instalación, puesto que su valor será prácticamente nulo. No obstante, y según el método de cálculo empleado, la existencia de una malla equipotencial conectada al electrodo de tierra implica que la tensión de paso de acceso es equivalente al valor de la tensión de contacto, siendo su valor el de la siguiente expresión:

=⋅== dtdaccesod IRUU , 12,6·515,57 = 6496,18 V

3.4.13.7. Cálculo de las tensiones aplicadas

Para la determinación de los valores máximos admisibles de la tensión de contacto, tensión de paso al exterior, y tensión de paso en el acceso al CT, se emplearan las siguientes expresiones:

nca t

KV =max,


107

⋅+⋅⋅=1000

6110,

ρnexteriorp

t

KU

′⋅+⋅+⋅⋅=1000

33110,

ρρnaccesop

t

KU

Donde:

máxcaV . : Tensión de contacto aplicada máxima admisible para el cuerpo humano, [V]

exteriorpU , : Tensión de paso exterior máxima admisible, [V]

accesopU , : Tensión de paso en el acceso al CT máxima admisible, [V]

K y n : Constantes en función del tiempo, según NTP, siendo 72 y 1 respectivamente t : Duración de la falta, según NTP, siendo 0,6 [s] ρ : Resistividad del terreno, 150 [Ω·m] ρ ′ : Resistividad del hormigón en el acceso, 3000 [Ω·m]

Con lo que se obtendrán los siguientes resultados:

max,caV = 120 V

exteriorpU , = 2280 V

accesopU , = 12540 V

Así pues, se comprobara que los valores calculados son inferiores a los máximos admisibles:

- en el exterior:

=pU 1438,44 V < =exteriorpU , 2280 V

- en el acceso al C.T.:

=dU 3163,02 V < accesopU , = 12540V

3.4.13.8. Distancia de separación mínima

Al no sobrepasar los valores límite de tensiones de paso en el exterior, no se considera necesario un estudio previo para su reducción o eliminación.

No obstante, con el objeto de garantizar que el sistema de puesta a tierra de servicio no


108

alcance tensiones elevadas cuando se produce un defecto, existirá una distancia de separación mínima, entre los electrodos de los sistemas de puesta a tierra de protección y de servicio, determinada por la expresión:

πρ

⋅⋅

=2000min

dID

Donde: ρ : Resistividad del terreno, [Ω·m]

dI : Intensidad máxima de defecto en el lado de M.T., [A]

minD : Distancia mínima entre electrodos para puesta tierra de protección y servicio, [m] Sustituyendo los valores particulares obtenemos el valor de la distancia mínima de separación (de puesta a tierra de protección y de servicio):

=minD 13,78 m

3.4.13.9. Corrección y ajuste del diseño inicial.

No se considera necesario ninguna corrección y/o ajuste del sistema proyectado, no obstante si se realiza alguna modificación que permita unos valores de Kr, Kc y Kp menores, se aceptara ya que mejorara las tensiones aplicadas en la instalación.


Ruben Bosque Eroles


Planos: Diseño de una central fotovoltaica de 100 kW en zona rural interconectada a la red eléctrica de M.T.



4. Planos

Autor del proyecto:




SEPTIEMBRE 2010

Planos: Diseño de una central fotovoltaica de 100 kW en zona rural interconectada a la red eléctrica de M.T.

4.1. Situación ............................................................................................................. 109 4.2. Emplazamiento .................................................................................................. 110 4.3. Planta de instalaciones ...................................................................................... 111 4.4. Unifilar instalaciones fotovoltaicas .................................................................. 112 4.5. Unifilar Centro de Transformación ................................................................. 113 4.6. Alzado, planta y perfil del C.T. (pfu-5) ............................................................ 114 4.7. Perfil Línea Aérea de Media Tensión ............................................................... 115 4.8. Apoyo conversión aéreo - subterráneo ............................................................. 116 4.9. Detalle zanjas B.T. y M.T .................................................................................. 117 4.10. Detalles estructura solar .................................................................................. 118

Pliego de Condiciones: Diseño de una central fotovoltaica de 100 kW en zona rural interconectada a la red eléctrica de M.T.



5. Pliego de Condiciones

Autor del proyecto:




SEPTIEMBRE 2010


5.1. Pliego de condiciones generales ................................................................................ 119 5.1.1. Objeto ................................................................................................................... 119

5.1.2. Generalidades ....................................................................................................... 119 5.1.4. Obligaciones del proyectista ................................................................................. 119 5.1.4. Obligaciones del contratista.................................................................................. 120 5.1.5. Control de la obra y libro de órdenes ................................................................... 121 5.1.6. Replanteo de obra ................................................................................................. 121 5.1.7. Calidades .............................................................................................................. 122

5.1.8. Mediciones y certificaciones ................................................................................ 122 5.1.9. Recepción de la instalación .................................................................................. 123 5.1.10. Composición de los precios ................................................................................ 124

5.1. Pliego de condiciones técnicas de la instalación solar fotovoltaica ....................... 125

5.1.1. Objeto ................................................................................................................... 125

5.1.2. Normativa ............................................................................................................. 126 5.1.3. Condiciones especificas de los materiales ............................................................ 127 5.1.4. Recepción y pruebas ............................................................................................. 133 5.1.5. Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento ..................................... 134

5.1.6. Garantías ............................................................................................................... 135

5.2. Pliego de condiciones técnicas de líneas subterráneas de media tensión .............. 137

5.2.1. Objeto ................................................................................................................... 137

5.2.2. Normativa ............................................................................................................. 137 5.2.3. Condiciones especificas de los materiales ............................................................ 138 5.2.4. Conversiones aéreo-subterráneas ......................................................................... 139 5.2.5. Recepción de la obra ............................................................................................ 140 5.2.6. Mediciones y pruebas ........................................................................................... 140

5.3. Pliego de condiciones técnicas de líneas aéreas m.t. de 3ª categoria ..................... 141

5.3.1. Objeto ................................................................................................................... 141

5.3.2. Normativa ............................................................................................................. 141 5.3.3. Condiciones especificas de los materiales ............................................................ 142 5.3.4. Ejecución de las instalaciones .............................................................................. 147 5.3.5. Mediciones y pruebas ........................................................................................... 155

5.4. Pliego de condiciones técnicas de centros de transformación................................ 156

5.4.1. Objeto ................................................................................................................... 156

5.4.2. Normas básicas de materiales ............................................................................... 156 5.4.3. Obra civil .............................................................................................................. 156

5.4.5. Pruebas reglamentarias ......................................................................................... 163 5.4.6. Puesta en servicio ................................................................................................. 163 5.4.7. Puesta fuera de servicio ........................................................................................ 163 5.4.8. Mantenimiento ...................................................................................................... 163


119

5.1. Pliego de condiciones generales

5.1.1. Objeto

-El presente Pliego General de Condiciones tiene por finalidad regular la ejecución de las obras fijando los niveles técnicos y de calidad exigibles, precisando las intervenciones que corresponden, según el contrato y con arreglo a la legislación aplicable, al Promotor o dueño de la obra, al Contratista o contratista de la misma, sus técnicos y encargados, al proyectista, así como las relaciones entre todos ellos y sus correspondientes obligaciones en orden al cumplimiento del contrato de obra.

5.1.2. Generalidades

Los documentos del Proyecto, en su conjunto, con las particularidades que pudieran establecerse, constituyen un contrato que determina y regula las obligaciones y derechos de las partes: -Promotor, contrata las obras y paga su ejecución - Contratista, suministra los materiales y ejecuta las obras. Las dudas en la aplicación de este proyecto serán resueltas por el Proyectista y el Director de obra, pasando a ser inmediatamente ejecutivas las decisiones tomadas, sin menoscabo del derecho que asiste al Contratista de efectuar las reclamaciones oportunas por la vía adecuada para ello. Este Pliego de Condiciones rige las obras e instalaciones del Proyecto al que pertenece. 5.1.4. Obligaciones del proyectista

-Redactar los complementos o rectificaciones del proyecto que se precisen. -Asistir a las obras, cuantas veces lo requiera su naturaleza y complejidad, a fin de resolver las contingencias que se produzcan e impartir las instrucciones complementarias que sean precisas para conseguir la correcta solución correcta. -Coordinar la intervención en obra de otros técnicos que, en su caso, concurran a la dirección con función propia en aspectos parciales de su especialidad. -Aprobar las certificaciones parciales de obra, la liquidación final y asesorar al promotor en el acto de la recepción. -Preparar la documentación final de la obra y expedir y suscribir en unión de la dirección facultativa, el certificado final de la misma.


120

5.1.4. Obligaciones del contratista

El Contratista, como es natural, debe realizar todos los trabajos de acuerdo con lo especificado en el Proyecto al que este Pliego de condiciones pertenece. Hasta que tenga lugar la recepción definitiva de lo ejecutado, el Contratista es el único responsable de ello y de las faltas y defectos que pudieran existir, por su mala ejecución o por la deficiencia calidad de los materiales empleados o apartados colocados, sin que pueda servir de excusa, ni otorgue derecho alguno, la circunstancia de que no advierta la Dirección de obra. Así mismo será de su responsabilidad la correcta conservación de las diferentes partes de la obra, una vez ejecutadas, hasta su entrega. Es responsabilidad del contratista: - Adoptar los sistemas de prevención y asumir las consecuencias de los accidentes laborales que sucedan a los operarios, ateniéndose a lo dispuesto en la legislación vigente. - Cumplir las Ordenanzas y disposiciones Municipales en vigor - Para los impuestos o árbitros en general, municipales o de otro origen, sobre cortes de calles, vallas, accesos, acometidas provisionales, alumbrado, etc cuyo abono deba hacerse durante el tiempo de ejecución de las obras y por conceptos inherentes a los propios trabajos que se realizan. -Si por decisión de la Dirección de obra se introdujese mejora, presupuestos adiciones o reformas, el Constructor queda obligado a ejecutarlas, con la baja o nivel de precios correspondiente conseguidos en el acto de adjudicación, siempre que el aumento no sea superior al 10% del presupuesto de la obra. En caso contrario mediará acuerdo expreso sobre precios y condiciones del Promotor. El contratista además, debe: - Verificar las operaciones de replanteo y alineación, previa entrega de las referencias por la Dirección de la Obra - Firmar las actas de replanteo y recepción - Presenciar las operaciones de medición y liquidaciones, haciendo las observaciones que estime justas sin perjuicio del derecho que le asiste para examinar y comprobar dicha liquidación - Ejecutar cuando sea necesario para la buena construcción y aspecto de las obras, aunque no esté expresamente estipulado en este Pliego o Proyecto. - No podrá subcontratar la obra total o parcialmente, sin autorización escrita de la Dirección, no reconociéndose otra personalidad que la del Contratista o su apoderado. - Tomar a su cargo cuanto personal sea necesario, a juicio de la Dirección Facultativa, para cumplir los plazos establecidos o las condiciones de ejecución.


121

- No podrá, sin previo aviso y sin consentimiento de la Propiedad y Dirección Facultativa, ceder ni traspasar sus derechos y obligaciones a otra persona o entidad En caso de fuerza mayor y siempre que no exista actuación imprudente por parte del Contratista, éste tendrá derecho a una indemnización por los daños y perjuicios que se le hubiere producido. Tendrán la consideración de casos de fuerza mayor los siguientes: - Los incendios causados por la electricidad atmosférica -Los fenómenos naturales de efectos catastróficos, como maremotos, terremotos, erupciones volcánicas, movimientos del terreno, huracanes, inundaciones catastróficas y otros semejantes. - Los destrozos ocasionados violentamente en tiempo de guerra, robos tumultuosos, o alteraciones graves de orden público.

5.1.5. Control de la obra y libro de órdenes

-Las obras se ejecutarán con estricta sujeción al Proyecto y a sus eventuales modificaciones debidamente formalizadas, y bajo las órdenes e instrucciones de la Dirección de Obra. En caso de reiteración en la ejecución de unidades defectuosas, o cuando éstas sean de gran importancia, la Propiedad podrá optar, previo asesoramiento de la Dirección facultativa, por la resolución de contrato sin perjuicio de las penalizaciones que pudieran imponer a la Contrata en concepto de indemnización. -Las órdenes e instrucciones que en interpretación del proyecto diere la Dirección facultativa, o las incidencias de la construcción que ésta detecte, deberán consignarse por escrito en el Libro de Órdenes, Asistencias e Incidencias que a tal efecto prescriban las normas vigentes. Este libro se llevará desde el comienzo de la obra y al producirse su recepción, se entregará a su propietario una copia del mismo. La Dirección facultativa registrará en él todas las vistas de obra que hiciere durante el transcurso de la obra. 5.1.6. Replanteo de obra

Antes de iniciarse la obra, la dirección facultativa, en presencia del Contratista, comprobará el replanteo que previamente se hubiese hecho del Proyecto, con el fin de verificar la realidad geométrica de la obra y la viabilidad del propio proyecto. Del resultado de las actuaciones precedentes se dejará constancia en acta que suscribirán los comparecientes. En lo sucesivo no se admitirán errores mayores de 1/500 de las dimensiones genéricas, y se respetarán los márgenes de error indicados en las condiciones generales de ejecución del


122

resto de las unidades de obra. La Dirección Facultativa controlará todos esos trabajos, si bien, en cualquier caso, el Contratista será totalmente responsable de la exacta ejecución del replanteo, alineaciones, etc… Cabrán replanteos parciales si la obra se acomete por fases, aplicándose lo dicho para cada uno de ellos. 5.1.7. Calidades

Las obras a que se refiere el proyecto son de reforma y de nueva planta, e implican materiales nuevos. El contratista podrá someter a la consideración de la Dirección facultativa el aprovechamiento de materiales en instalaciones anteriores. Si estos fuera aprovechables, el Promotor y el Contratista llegarán a un nuevo acuerdo en tal sentido, plasmado por escrito, precisando en qué medida se modificarán las unidades de obra del Presupuesto y qué materiales y qué precios han de entrar a formar parte de las mismas. Esta posibilidad afecta al empleo de materiales o elementos que hayan tenido anterior uso, y no perjudica la facultad de la Dirección de obra de rechazarlos, incluso después de instalarlos, si no medió el acuerdo expreso del párrafo anterior. 5.1.8. Mediciones y certificaciones

El contratista recibirá, con la periodicidad que se pacte, las certificaciones de la Dirección de obra, conteniendo la descripción de las partidas del Presupuesto que ya hayan sido completamente ejecutadas y, si así lo acordó con el Promotor, las mediciones de aquéllas que, ya iniciadas, no se hubieran rematado, pudiéndose requerir del Contratista una garantía que asegure los pagos a que darían lugar. Algunos criterios que rigen la forma de efectuar las mediciones son las siguientes: - Las operaciones necesarias para medir unidades de obra ocultas o enterradas serán de cuenta del Contratista si no se advirtió a la Dirección facultativa oportunamente para su medición. - La longitud de las líneas tendidas se determinará por su proyección sobre el suelo, sin contar los tramos ascendentes ni descendentes, ni cocas ni vueltas de cableado. - Las unidades de obra se entienden terminadas cuando solo falte su puesta en funcionamiento, es decir, estén listas para entrar en servicio o cumplir la función para la que se ejecutaron - Todas las mediciones serán rectificables por la medición final, que será definitiva. Por esas causas, el pago de certificaciones parciales no implica la aceptación ni recepción de las obras parciales. - El Contratista auxiliará materialmente a la Dirección de obra en el recuento y verificación de lo ejecutado, siendo de su cuenta los gastos en que se incurra para satisfacer especiales valoraciones o mediciones en su interés.


123

Recibidas las certificaciones, el Contratista facturará en el plazo de 15 días los importes correspondientes al Promotor, quien estará obligado a su pago, reducido en un 10%, o en las condiciones que ambos hubieran acordado. Los abonos tienen el concepto de pagos a cuenta sujetos a las rectificaciones y variaciones que se produzcan en la medición final y sin suponer, en forma alguna, aprobación y recepción de las obras que comprende. El Contratista tendrá también derecho a percibir abonos a cuenta u importe por las operaciones preparatorias realizadas como instalaciones y acopio de materiales o equipos de maquinaria pesada adscritos a la obra, en las condiciones que se señalen en los respectivos Pliegos de cláusulas administrativas particulares y conforme al régimen y los límites que con carácter general establezca la legislación vigente, debiendo asegurar los referidos pagos mediante la presentación de garantía. No se admitirán aumentos de obra que no hayan sido autorizados expresamente por la Dirección facultativa. Si el Contratista los ejecutare, no podrá cobrarlo de no existir esa autorización previa, que deberá contemplar, además, el acuerdo de precios sobre las nuevas unidades en caso de no existir en el Proyecto. 5.1.9. Recepción de la instalación

Una vez terminadas las instalaciones se procederá a su recepción provisional, para la cual será necesaria asistencia de un representante del Promotor, del Director de obra y del Contratista. Del resultado de la recepción se extenderá un acta pro triplicado, firmada por los tres asistentes antes indicados. Será condición indispensable para proceder a la recepción provisional la entrega por parte de la contrata a la Dirección Facultativa de la totalidad de los planos de obra y de las instalaciones realmente ejecutadas, así como sus permisos de uso correspondientes, lo que incluyen la autorización de puestas en funcionamiento de las instalaciones por parte de los organismos competentes. Si las instalaciones se encuentran en buen estado y han sido ejecutadas con arreglo a las condiciones establecidas, se darán por recibidas provisionalmente, comenzando a correr en dicha fecha el plazo de garantía contractualmente establecido, o en su defecto el plazo de 3 meses. La Dirección de obra procederá inmediatamente a su medición general y definitiva, con precisa asistencia del Contratista. Transcurrido el plazo de garantía legal se producirá la recepción definitiva de las instalaciones. Los gastos de conservación y reparación durante el periodo comprendido entre la recepción parcial y la definitiva podrán correr a cargo del Contratista si así se pactó a la recepción provisional. De lo contrario correrán a cargo del Promotor. La recepción definitiva se llevará a cabo con las mismas formalidades que la provisional. Si se encontraran las instalaciones en perfecto estado de uso y conservación ser darán por recibidas definitivamente, y quedará el Contratista revelado de toda responsabilidad de conservación, reforma, reparación y otras que la ley determine, quedando subsistentes la responsabilidad civil y las demás garantías que establezcan la normativa vigente.


124

De no poderse llevar a cabo la recepción provisional o la definitiva, se estarán a lo que disponga el Director de obra en cuanto a concesión de plazos de subsanación, ampliación de los de garantía e incluso resolución del contrato con pérdida de fianzas, si hubiera lugar.

5.1.10. Composición de los precios

.- El cálculo de los precios de las distintas unidades de obra es el resultado de sumar los costes directos, los indirectos, los gastos generales y el beneficio industrial.

Se considerarán costes directos

-La mano de obra, con sus pluses y cargas y seguros sociales, que interviene directamente en la ejecución de la unidad de obra.

-Los materiales, a los precios resultantes a pie de obra, que queden integrados en la unidad de que se trate o que sean necesarios para su ejecución. -Los gastos de personal, combustible, energía, etc., que tengan lugar por el accionamiento o funcionamiento de la maquinaria e instalaciones utilizadas en la ejecución de la unidad de obra.

Se considerarán costes indirectos

-Los gastos de instalación de oficinas a pie de obra, comunicaciones, edificación de almacenes, talleres, pabellones temporales para obreros, laboratorios, seguros, etc., los del personal técnico y administrativo adscrito exclusivamente a la obra y los imprevistos.

Todos estos gastos, se cifrarán en un porcentaje de los costes directos.

Se considerarán gastos generales

-Los gastos generales de empresa, gastos financieros, cargas fiscales y tasas de la Administración, legalmente establecidas. Se cifrarán como un porcentaje de la suma de los costes directos e indirectos (en los contratos de obras de la Administración pública este porcentaje se establece entre un 13 por 100 y un 17 por 100).

Beneficio industrial

El beneficio industrial del Contratista se establece en el 6 por 100 sobre la

suma de las anteriores partidas. Precio de Ejecución material

Se denominará Precio de Ejecución material el resultado obtenido por la suma de los anteriores conceptos a excepción del Beneficio Industrial.


125

Precio de Contrata

El precio de Contrata es la suma de los costes directos, los indirectos, los Gastos Generales y el Beneficio Industrial. El IVA gira sobre esta suma pero no integra el precio.

En el caso de que los trabajos a realizar en un edificio u obra aneja cualquiera se contratasen a riesgo y ventura, se entiende por Precio de contrata el que importa el coste total de la unidad de obra, es decir, el precio de Ejecución material, más el tanto por ciento (%) sobre este último precio en concepto de Beneficio Industrial del Contratista. El beneficio se estima normalmente, en 6 por 100, salvo que en las condiciones particulares se establezca otro distinto.

Precios contradictorios

- Se producirán precios contradictorios sólo cuando la Propiedad por medio del Director de obra decida introducir unidades o cambios de calidad en alguna de las previstas, o cuando sea necesario afrontar alguna circunstancia imprevista.

El Contratista estará obligado a efectuar los cambios.

A falta de acuerdo, el precio se resolverá contradictoriamente entre la Dirección Facultativa y el Contratista antes de comenzar la ejecución de los trabajos.. Si subsiste la diferencia se acudirá, en primer lugar, al concepto más análogo dentro del cuadro de precios del proyecto, y en segundo lugar al banco de precios de uso más frecuente en la localidad.

Los contradictorios que hubiere se referirán siempre a los precios unitarios de la fecha del contrato.

5.1. Pliego de condiciones técnicas de la instalación solar fotovoltaica

5.1.1. Objeto

- Fijar las condiciones técnicas mínimas que deben cumplir las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a red, que por sus características estén comprendidas en el apartado segundo de este Pliego. Pretende servir de guía para instaladores y fabricantes de equipos, definiendo las especificaciones mínimas que debe cumplir una instalación para asegurar su calidad, en beneficio del usuario y del propio desarrollo de esta tecnología.

- El ámbito de aplicación de este Pliego de Condiciones Técnicas se extiende a todos los sistemas mecánicos, eléctricos y electrónicos que forman parte de las instalaciones.


126

5.1.2. Normativa

-RD 3275/1982 de 12 de Noviembre, reglamento sobre condiciones i garantías de seguridad en centrales, subestaciones i centros de transformación. -Ordenes del ministerio de industria i energía de 06-07-84 y de 18-10-84, instrucciones técnicas complementarias del Reglamento de Alta Tensión (ITC MIE-RAT). -Ley 31/1995, de 8 de Noviembre, ley de prevención de riesgos laborales (LPRL). -Decreto 308/1996 de 2 de Diciembre, del Departamento de Industria Comercio y Turismo, por el cual se establece el procedimiento administrativo para la autorización de las instalaciones de producción en régimen especial. -Orden del Ministerio de Industria y energía 12-04-99, instrucciones técnicas complementarias al reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica. -RD 1663/2000, de 29 de Septiembre, que establece las normas de conexión a red de instalaciones fotovoltaicas. -RD 1955/2000 de 1 de Diciembre, sobre la regulación de la actividad de transporte i distribución de energía eléctrica. -RD 614/2001 de 8 de Junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores contra el riesgo eléctrico. -Decreto 352/2001 de 18 de Diciembre, del Departamento de Industria Comercio y Turismo, sobre el procedimiento administrativo aplicable a las instalaciones fotovoltaicas de energía solar conectadas a la red eléctrica. -RD 842/2002 de 2 de Agosto, Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión y Instrucciones Técnicas complementarias (REBT-ITC). -RD 661/2007, de 25 de Mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica de régimen especial. -RD 1578/2008, de 26 de Septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica. -Ley 18/2008 del 23 de Diciembre, ley de garantía y calidad de suministro de la Generalitat de Catalunya) -Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Fotovoltaicas Conectadas a Red (PCT) establecidas por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía (IDAE) en Octubre de 2002.


127

-Normas UNE, de obligado cumplimiento según se recoge en los reglamentos, y en sus correspondientes actualizaciones realizadas por el Ministerio de Industria Turismo y Comercio. -Normas Técnicas Particulares de la compañía Fecsa-Endesa (NTP)

5.1.3. Condiciones especificas de los materiales

Generalidades

-La orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las posibles sombras sobre el mismo serán tales que las pérdidas sean lo más inferiores posibles, con tal de sacar mas rendimiento de la instalación.

- En todos los casos deberán evaluarse las pérdidas por orientación e inclinación del generador y sombras.

- Cuando existan varias filas de módulos se realizara el cálculo de la distancia mínima entre ellas

- Como principio general se ha de asegurar, como mínimo, un grado de aislamiento eléctrico de tipo básico clase I en lo que afecta tanto a equipos (módulos e inversores), como a materiales (conductores, cajas y armarios de conexión), exceptuando el cableado de continua, que será de doble aislamiento.

- La instalación incorporará todos los elementos y características necesarios para garantizar en todo momento la calidad del suministro eléctrico.

- El funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas no deberá provocar en la red averías, disminuciones de las condiciones de seguridad ni alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que resulte aplicable.

- Asimismo, el funcionamiento de estas instalaciones no podrá dar origen a condiciones peligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento y explotación de la red de distribución.

- Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentes ambientales, en particular contra el efecto de la radiación solar y la humedad.

- Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad y protecciones propias de las personas y de la instalación fotovoltaica, asegurando la protección frente a contactos directos e indirectos, cortocircuitos, sobrecargas, así como otros elementos y protecciones que resulten de la aplicación de la legislación vigente.

- En la Memoria de Diseño o Proyecto se resaltarán los cambios que hubieran podido producirse respecto a la Memoria de Solicitud, y el motivo de los mismos. Además,


128

se incluirán las fotocopias de las especificaciones técnicas proporcionadas por el fabricante de todos los componentes.

- Por motivos de seguridad y operación de los equipos, los indicadores, etiquetas, etc. de los mismos estarán en alguna de las lenguas españolas oficiales del lugar de la instalación.

Sistemas generadores fotovoltaicos

-Todos los módulos que integren la instalación serán del mismo modelo, o en el caso de modelos distintos, el diseño debe garantizar totalmente la compatibilidad entre ellos y la ausencia de efectos negativos en la instalación por dicha causa.

-En aquellos casos excepcionales en que se utilicen módulos no cualificados, deberá justificarse debidamente y aportar documentación sobre las pruebas y ensayos a los que han sido sometidos. En todos los casos han de cumplirse las normas vigentes de obligado cumplimiento.

-Todos los módulos deberán satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215 para módulos de silicio cristalino, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido, lo que se acreditará mediante la presentación del certificado oficial correspondiente.

-El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo y nombre o logotipo del fabricante, así como una identificación individual o número de serie trazable a la fecha de fabricación.

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

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

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

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

- La estructura del generador se conectará a tierra.

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


129

Estructura soporte

- Las estructuras soporte deberán cumplir las especificaciones de este apartado.. En todos los casos se dará cumplimiento a lo obligado por la NBE y demás normas aplicables.

- La estructura soporte de módulos ha de resistir, con los módulos instalados, las sobrecargas del viento, de acuerdo con lo indicado en la normativa básica de la edificación NBE-AE-88.

- El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de módulos, permitirá las necesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos, siguiendo las indicaciones del fabricante.

- Los puntos de sujeción para el módulo fotovoltaico serán suficientes en número, teniendo en cuenta el área de apoyo y posición relativa, de forma que no se produzcan flexiones en los módulos superiores a las permitidas por el fabricante y los métodos homologados para el modelo de módulo.

- El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación especificado para el generador fotovoltaico, teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje, y la posible necesidad de sustituciones de elementos.

- La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes ambientales. La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder, en su caso, al galvanizado o protección de la estructura.

-La tornillería será realizada en acero inoxidable, cumpliendo la norma MV-106. En el caso de ser la estructura galvanizada se admitirán tornillos galvanizados, exceptuando la sujeción de los módulos a la misma, que serán de acero inoxidable.

- Los topes de sujeción de módulos y la propia estructura no arrojarán sombra sobre los módulos.

- En el caso de instalaciones integradas en cubierta que hagan las veces de la cubierta del edificio, el diseño de la estructura y la estanquidad entre módulos se ajustará a las exigencias de las Normas Básicas de la Edificación y a las técnicas usuales en la construcción de cubiertas.

- Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos, tanto sobre superficie plana (terraza) como integrados sobre tejado.

- Si está construida con perfiles de acero laminado conformado en frío, cumplirá la norma

MV-102 para garantizar todas sus características mecánicas y de composición química.


130

- Si es del tipo galvanizada en caliente, cumplirá las normas UNE 37-501 y UNE 37-508, con un espesor mínimo de 80 micras para eliminar las necesidades de mantenimiento y prolongar su vida útil.

Inversores

- Serán del tipo adecuado para la conexión a la red eléctrica, con una potencia de entrada variable para que sean capaces de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día.

- Las características básicas de los inversores serán las siguientes:

+Principio de funcionamiento: fuente de corriente. + Autoconmutados. + Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador. + No funcionarán en isla o modo aislado. - Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y

Compatibilidad Electromagnética (ambas serán certificadas por el fabricante), incorporando protecciones frente a:

+ Cortocircuitos en alterna. + Tensión de red fuera de rango. + Frecuencia de red fuera de rango. + Sobretensiones, mediante varistores o similares. + Perturbaciones presentes en la red como microcortes, pulsos, defectos de ciclos,

ausencia y retorno de la red, etc. - Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operación, e

incorporará los controles automáticos imprescindibles que aseguren su adecuada supervisión y manejo.

- Cada inversor incorporará, al menos, los controles manuales siguientes:

+ Encendido y apagado general del inversor. + Conexión y desconexión del inversor a la interfaz CA. Podrá ser externo al

inversor. - Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes:

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

+ Los valores de eficiencia al 25 % y 100 % de la potencia de salida nominal deberán ser superiores al 85% y 88% respectivamente (valores medidos incluyendo


131

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.

Cableado

- Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados y protegidos de acuerdo a la normativa vigente.

- Los conductores tendrán la sección adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos. Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los conductores de la parte CC y parte CA, deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea 0.

- Se incluirá toda la longitud de cable CC y CA. Deberá tener la longitud necesaria para no generar esfuerzos en los diversos elementos ni posibilidad de enganche por el tránsito normal de personas.

- Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuado para su uso en intemperie, al aire o enterrado, de acuerdo con la norma UNE 21123.

Conexión a red aérea de M.T.

-Para derivar de la línea existente, se tendrá que recalcular el soporte del que se deriva, por si fuera necesaria la sustitución.

-Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en la NTP-FVMT de fecsa-Endesa para la conexión de red aérea los elementos de la instalación serán los siguientes:


132

-Primer soporte de la derivación MT, calculado como final de línea, con seccionador frontera y apertura de conexión con la línea existente y elementos de protección para sobretensiones y sobreintensidades. Para delimitar la titularidad de la instalación, de manera que la parte de la instalación hasta el seccionamiento, inclusive éste, quedará en propiedad de la cia distribuidora; mientras que la instalación que se sitúe a partir del seccionamiento quedará en propiedad del cliente

-Transformador elevador instalado en el interior de un centro prefabricado de hormigón.

-Conjunto de protección y medida en B.T.

-Instalación fotovoltaica propiamente dicha, formada por inversores, paneles, etc…

Medida de la energia

La medida de la energía se producirá en el lado de M.T. de la instalación, dentro del centro de transformación prefabricado.

Protecciones

- Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 11) sobre protecciones en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red y con lo dispuesto en las NTP de la compañía endesa.

- En conexiones a la red trifásicas las protecciones 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) serán para cada fase.

Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas

- Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 12) sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red.

- Cuando el aislamiento galvánico entre la red de distribución de media tension y el generador fotovoltaico no se realice mediante un transformador de aislamiento, se explicarán en la Memoria de Solicitud y de Diseño o Proyecto los elementos utilizados para garantizar esta condición.

- Todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección continua como de la alterna, estarán conectados a una única tierra. Esta tierra será independiente de la del neutro de la empresa distribuidora, de acuerdo con el Reglamento de Baja Tensión.


133

Armónicos y compatibilidad electromagnética

- Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 13) sobre armónicos y compatibilidad electromagnética en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red.

5.1.4. Recepción y pruebas

- El instalador entregará al usuario un documento-albarán en el que conste el suministro de componentes, materiales y manuales de uso y mantenimiento de la instalación. Este documento será firmado por duplicado por ambas partes, conservando cada una un ejemplar. Los manuales entregados al usuario estarán en alguna de las lenguas oficiales españolas para facilitar su correcta interpretación.

- Antes de la puesta en servicio de todos los elementos principales (módulos, inversores, contadores) éstos deberán haber superado las pruebas de funcionamiento en fábrica, de las que se levantará oportuna acta que se adjuntará con los certificados de calidad.

- Las pruebas a realizar por el instalador, con independencia de lo indicado con anterioridad en este pliego de condiciones técnicas, serán como mínimo las siguientes:

- Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas.

- Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento.

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

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

• Entrega de toda la documentación requerida en este pliego.

• Retirada de obra de todo el material sobrante.

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


134

• Durante este período el suministrador será el único responsable de la operación de los sistemas suministrados, si bien deberá adiestrar al personal de operación.

• Todos los elementos suministrados, así como la instalación en su conjunto, estarán protegidos frente a defectos de fabricación, instalación o diseño por una garantía de tres años, salvo para los módulos fotovoltaicos, para los que la garantía será de 8 años contados a partir de la fecha de la firma del acta de recepción provisional.

• No obstante, el instalador quedará obligado a la reparación de los fallos de funcionamiento que se puedan producir si se apreciase que su origen procede de defectos ocultos de diseño, construcción, materiales o montaje, comprometiéndose a subsanarlos sin cargo alguno. En cualquier caso, deberá atenerse a lo establecido en la legislación vigente en cuanto a vicios ocultos.

5.1.5. Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento

Generalidades

- Se realizará un contrato de mantenimiento preventivo y correctivo de al menos tres años.

- El contrato de mantenimiento de la instalación incluirá todos los elementos de la instalación con las labores de mantenimiento preventivo aconsejados por los diferentes fabricantes.

Programa de mantenimiento

- El objeto de este apartado es definir las condiciones generales mínimas que deben seguirse para el adecuado mantenimiento de las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a red.

- Se definen dos escalones de actuación para englobar todas las operaciones necesarias

durante la vida útil de la instalación para asegurar el funcionamiento, aumentar la producción y prolongar la duración de la misma:

• Mantenimiento preventivo • Mantenimiento correctivo

- Plan de mantenimiento preventivo: operaciones de inspección visual, verificación de

actuaciones y otras, que aplicadas a la instalación deben permitir mantener dentro de límites aceptables las condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la misma.


135

- Plan de mantenimiento correctivo: todas las operaciones de sustitución necesarias para asegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. Incluye:

– La visita a la instalación en los plazos indicados en el punto anterior y cada vez que el usuario lo requiera por avería grave en la misma. – El análisis y elaboración del presupuesto de los trabajos y reposiciones necesarias para el correcto funcionamiento de la instalación. – Los costes económicos del mantenimiento correctivo, con el alcance indicado, forman parte del precio anual del contrato de mantenimiento. Podrán no estar incluidas ni la mano de obra ni las reposiciones de equipos necesarias más allá del período de garantía. - El mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado bajo la responsabilidad

de la empresa instaladora.

- El mantenimiento preventivo de la instalación incluirá al menos una visita (anual para el caso de instalaciones de potencia menor de 5 kWp y semestral para el resto) en la que se realizarán las siguientes actividades:

– Comprobación de las protecciones eléctricas. – Comprobación del estado de los módulos: comprobación de la situación respecto al proyecto original y verificación del estado de las conexiones. – Comprobación del estado del inversor: funcionamiento, lámparas de señalizaciones, alarmas, etc. – Comprobación del estado mecánico de cables y terminales (incluyendo cables de tomas de tierra y reapriete de bornas), pletinas, transformadores, ventiladores/extractores, uniones, reaprietes, limpieza. - Realización de un informe técnico de cada una de las visitas en el que se refleje el estado

de las instalaciones y las incidencias acaecidas.

- Registro de las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro de mantenimiento, en el que constará la identificación del personal de mantenimiento (nombre, titulación y autorización de la empresa).

5.1.6. Garantías

Ámbito general de la garantía

- Sin perjuicio de cualquier posible reclamación a terceros, la instalación será reparada de acuerdo con estas condiciones generales si ha sufrido una avería a causa de un defecto de montaje o de cualquiera de los componentes, siempre que haya sido manipulada correctamente de acuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones.

- La garantía se concede a favor del comprador de la instalación, lo que deberá justificarse debidamente mediante el correspondiente certificado de garantía, con la fecha que se acredite en la certificación de la instalación.


136

- El suministrador garantizará la instalación durante un período mínimo de 3 años, para todos los materiales utilizados y el procedimiento empleado en su montaje. Para los módulos fotovoltaicos, la garantía mínima será de 8 años.

- Si hubiera de interrumpirse la explotación del suministro debido a razones de las que es responsable el suministrador, o a reparaciones que el suministrador haya de realizar para cumplir las estipulaciones de la garantía, el plazo se prolongará por la duración total de dichas interrupciones.

Condiciones económicas

- La garantía comprende la reparación o reposición, en su caso, de los componentes y las piezas que pudieran resultar defectuosas, así como la mano de obra empleada en la reparación o reposición durante el plazo de vigencia de la garantía.

- Quedan expresamente incluidos todos los demás gastos, tales como tiempos de desplazamiento, medios de transporte, amortización de vehículos y herramientas, disponibilidad de otros medios y eventuales portes de recogida y devolución de los equipos para su reparación en los talleres del fabricante.

- Asimismo, se deben incluir la mano de obra y materiales necesarios para efectuar los ajustes y eventuales reglajes del funcionamiento de la instalación.

- Si en un plazo razonable, el suministrador incumple las obligaciones derivadas de la garantía, el comprador de la instalación podrá, previa notificación escrita, fijar una fecha final para que dicho suministrador cumpla con sus obligaciones. Si el suministrador no cumple con sus obligaciones en dicho plazo último, el comprador de la instalación podrá, por cuenta y riesgo del suministrador, realizar por sí mismo las oportunas reparaciones, o contratar para ello a un tercero, sin perjuicio de la reclamación por daños y perjuicios en que hubiere incurrido el suministrador.

Anulación de la garantía

- La garantía podrá anularse cuando la instalación haya sido reparada, modificada o desmontada, aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al suministrador o a los servicios de asistencia técnica de los fabricantes no autorizados expresamente por el suministrador, salvo lo indicado en el punto 8.3.3.4.

Lugar y tiempo de la prestación

- Cuando el usuario detecte un defecto de funcionamiento en la instalación lo comunicará fehacientemente al suministrador. Cuando el suministrador considere que es un defecto de fabricación de algún componente, lo comunicará fehacientemente al fabricante.


137

- El suministrador atenderá cualquier incidencia en el plazo máximo de una semana y la resolución de la avería se realizará en un tiempo máximo de 15 días, salvo causas de fuerza mayor debidamente justificadas.

- Las averías de las instalaciones se repararán en su lugar de ubicación por el suministrador. Si la avería de algún componente no pudiera ser reparada en el domicilio del usuario, el componente deberá ser enviado al taller oficial designado por el fabricante por cuenta y a cargo del suministrador.

- El suministrador realizará las reparaciones o reposiciones de piezas a la mayor brevedad posible una vez recibido el aviso de avería, pero no se responsabilizará de los perjuicios causados por la demora en dichas reparaciones siempre que sea inferior a 15 días naturales.

5.2. Pliego de condiciones técnicas de líneas subterráneas de media tensión

5.2.1. Objeto

El objeto del presente pliego es el de determinar las condiciones técnicas que deberá cumplir el Promotor/Constructor en la ejecución de la obra civil para instalación de líneas subterráneas de Media Tensión.

Se entenderá como Promotor/Constructor, aquella persona física o entidad jurídica que haya adquirido previamente el compromiso con la empresa distribuidora para la ejecución material de la obra civil de una instalación eléctrica que posteriormente completará la empresa distribuidora en la parte eléctrica.

5.2.2. Normativa

En la ejecución de los trabajos se tendrán en cuenta los siguientes reglamentos y normas:

• Real Decreto 3151/1968 de 28 de Noviembre, por el que se aprueba el Reglamento Técnico de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión.

• Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (R.E.B.T.) y sus Instrucciones Técnicas Complementarias (ITC’s), aprobadas por el Real Decreto 848/2002 de 2 de agosto.

• Normas UNE de referencia en los reglamentos anteriormente citados.

• Normas Técnicas Particulares de la Empresa Suministradora de Electricidad.

• Recomendaciones UNESA.

• Normas Tecnológicas de la Edificación NTE IER.


138

• Ley 311995, de8 de noviembre, de Prevención de Riesgos Laborales.

• Real Decreto 486/1997 de 14 de abril, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud en los lugares de trabajo.

• Real Decreto 773/1997 de 30 de mayo, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de protección individual.

• Real Decreto 1215/1997 de 18 de julio , sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo.

• Real Decreto 1627/1997 de 24 de octubre, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras.


Los materiales a emplear serán de buena calidad y se ajustarán a las condiciones señaladas en los estados de mediciones y presupuesto del Proyecto, así como a las condiciones del presente Pliego.

Trazado

Las canalizaciones, salvo casos de fuerza mayor, se ejecutarán por terrenos de dominio PRIVADO, evitando ángulos pronunciados. El trazado será lo más rectilíneo posible.

Antes de comenzar los trabajos, se marcarán en el terreno las zonas donde se vayan a abrir las zanjas, señalando tanto su anchura como su longitud.

Al marcar el trazado de las zanjas, se tendrá en cuenta el radio mínimo que hay que dejar en las curvas según sección de los conductores que se vayan a canalizar.

Apertura y cierre de zanjas

Las paredes de las zanjas serán verticales hasta la profundidad escogida, colocándose entibaciones en los casos en que la naturaleza del terreno lo haga preciso.

Se procurará dejar un espacio mínimo de 500 mm entre la zanja y las tierras extraídas, con el fin de facilitar la circulación del personal de la obra y evitar la caída de tierras en la zanja.

Las dimensiones mínimas de las zanjas serán las especificadas en los planos del proyecto. En el lecho de la zanja irá una capa de arena y por encima del cable irá otra cuyos espesores se indican en os planos adjuntos. Ambas capas cubrirán la anchura total de la zanja.


139

La arena que se utilice para la protección de los cables será limpia, suelta y áspera, exenta de sustancias orgánicas, arcilla o partículas terrosas, para lo cual se tamizará o lavará convenientemente si fuera necesario. Se empleará arena lavada de río.

Para la protección mecánica de los conductores se dispondrán encima de ellos, placas de polietileno a lo largo de todo el recorrido de la zanja. El relleno de las zanjas se efectuará con zahorras naturales compactadas mecánicamente por tongadas de un espesor máximo de 15 cm. El grado de compactación alcanzado será determinado mediante un ensayo, realizado por un laboratorio de mecánica, en el que se justifique que la densidad de relleno ha alcanzado como mínimo el 95% de la densidad correspondiente para los materiales de relleno en el ensayo Proctor modificado. Es necesario que se presenten ante la dirección facultativa y a la Empresa Distribuidora, los resultados de los diferentes ensayos de laboratorio, realizados durante la ejecución de las obras.

Los materiales procedentes de la excavación se llevarán al vertedero municipal. Conductores

Serán de aluminio, aislamiento seco del tipo RHZ1, es decir, cables compuestos por conductores de aluminio, recubiertos por una capa de semiconductor interior, una capa de polietileno reticulado (XPLE), una capa de semiconductor exterior, una pantalla de hilos de cobre con obturación longitudinal y una cubierta de poliolefina (Z1), de sección 240 mm2 de aluminio.

Características de las canalizaciones

El diámetro interior de los tubos no será inferior a 1,5 veces el diámetro exterior del cable o del diámetro aparente del circuito en el caso de varios cables instalados en el mismo para instalación al aire y de 2 veces el diámetro exterior del cable o del diámetro aparente del circuito para instalaciones enterradas. No se instalará más de un circuito por tubo.

5.2.4. Conversiones aéreo-subterráneas

Tanto en el caso de un cable subterráneo intercalado en una línea aérea, como de un cable subterráneo de unión entre una línea aérea y una instalación transformadora se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones.

La conexión del cable subterráneo con la línea aérea será seccionable cuando el cable una la línea aérea con un centro de transformación. El seccionamiento podrá estar en el centro de transformación. Podrá no ser seccionable cuando el cable esté intercalado en una línea aérea.

El cable subterráneo en el tramo aéreo de subida hasta la línea aérea irá protegido con un tubo metálico. El tubo se obturará por la parte superior para evitar la entrada de agua, y se empotrará en la cimentación del apoyo, sobresaliendo 2,5 m por encima del nivel del terreno. El diámetro del tubo será como mínimo de 1,5 veces el diámetro del cable o el de la terna de cables si son unipolares.


140

Cuando deban instalarse protecciones contra sobretensiones mediante pararrayos autoválvulas o descargadores, la conexión será lo más corta posible y sin curvas pronunciadas, garantizándose el nivel de aislamiento del elemento a proteger.

5.2.5. Recepción de la obra

Durante la obra o una vez finalizada la misma, el Supervisor verificará que los trabajos realizados están de acuerdo con las especificaciones de este Pliego de Condiciones, de lo contrario, indicará las correcciones a realizar previas a la recepción parcial.

Las obras ejecutadas tendrán, un plazo de garantía de un año, estando obligado el Constructor/Promotor a rectificar los defectos que en la obra ejecutada resulten apreciables a criterio justificado del Director de Obra, de la Empresa Distribuidora y/u Organismos Oficiales competentes.

Caso de que no fuese atendida la orden de reparación en el plazo de diez días contados a partir de la fecha de comunicación de aquélla, la Empresa Distribuidora podrá ordenar libremente la ejecución de aquellas reparaciones, por las que se pasará al Constructor/Promotor el cargo correspondiente.

5.2.6. Mediciones y pruebas

Se comprobará por parte de la Dirección de Obra que todas las unidades han sido ejecutadas con sujeción al proyecto, o bien a las modificaciones introducidas y aprobadas en el Acta de replanteo y a las órdenes de la Dirección de Obra.

Se efectuarán las siguientes pruebas de la instalación eléctrica:

- Medición de la continuidad y resistencia óhmica de la pantalla metálica, debiendo ser inferiores o igual a 1,24 Ω/Km.

- Verificación de la integridad de la cubierta, utilizando una tensión de prueba de 8 KV durante un minuto y midiendo la corriente de fuga que deberá ser inferior o igual a 1,5 mA/Km.

- Verificación del estado del aislamiento del conductor, utilizando una tensión de prueba de 4xU0 (es decir, 48 kV o 72 kV para cables 12/20 kV o cables 18/30 kV respectivamente) entre conductor y pantalla durante cinco minutos, y midiendo la corriente de fuga que deberá ser inferior o igual a 5 µA/Km.

- Comprobación de conexiones, observando el cableado general de la instalación y observando que no se produzcan calentamientos.

La Dirección de Obra se reserva en todo momento el realizar las mediones y comprobaciones que estime necesarias para la determinación de la calidad, características y estado de la instalación.


141

5.3. Pliego de condiciones técnicas de líneas aéreas m.t. de 3ª categoria

5.3.1. Objeto

-El objeto del presente pliego es el de exponer las condiciones técnicas para la ejecución y montaje de líneas eléctricas aéreas de tercera categoría, es decir aquellas que cuya tensión nominal sea inferior a 30 kV e igual o superior a 1 kV. Dichas condiciones técnicas deberán ser especialmente tenidas en cuenta por los responsables de la ejecución y montaje de la instalación, y su ámbito de aplicación se extenderá a los siguientes aspectos:

-Características exigidas a los materiales, equipos y elementos integrantes de la instalación.

• Detalles de ejecución de la instalación..

• Normas de medición e inspección de las distintas partidas presupuestarias.

• Programas de ensayos o pruebas de recepción.

5.3.2. Normativa

En la ejecución de los trabajos se tendrán en cuenta los siguientes reglamentos y normas:

• Real Decreto 3151/1968 de 28 de Noviembre, por el que se aprueba el Reglamento Técnico de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión (B.O.E. de 27 de Diciembre de 1968).

• Real Decreto 1939/1986 de 6 de junio, por el que se declaran de obligado cumplimiento las especificaciones técnicas de los cables conductores desnudos de aluminio-acero, aluminio homogéneo, y aluminio comprimido y su homologación por el Ministerio de Industria y Energía (B.O.E. nº 226 publicado el 20/09/1986).

• Decreto 34/2005, de 8 de febrero, del Gobierno de Aragón, por el que se establecen las normas de carácter técnico para las instalaciones eléctricas aéreas con objeto de proteger la avifauna (B.O.A. 28-02-2005).

• Normas Técnicas Particulares de la Empresa Suministradora de Electricidad.

• Recomendaciones UNESA.

• Norma Tecnológica de la Edificación NTE-IEP, Instalaciones Eléctricas de Puesta a Tierra, del 24-03-73.

• Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. (Nota: Deroga en su totalidad el Reglamento de Verificaciones Eléctricas y Regularidad en el Suministro de Energía, aprobado por Decreto de 12 de marzo de 1954, y todas sus modificaciones posteriores: Decreto 1005/1966, Real Decreto 724/1979, Orden de 18l 18 de


142

septiembre de 1979, Real Decreto 1725/1984, Real Decreto 153/1985. Deroga el Decreto 2619/1966, por el que se aprueba el Reglamento de la Ley 10/1966 de 18 de marzo. Deroga el Decreto 2617/1966, sobre Autorización de Instalaciones Eléctricas. Deroga en su totalidad el Reglamento de Acometidas Eléctricas, aprobado por Real Decreto 2949/1982, y correcciones posteriores).

• Ley 31/1995, de 8 de noviembre, de Prevención de Riesgos Laborales (B.O.E. nº 269 publicado el 10/11/1995).

• Real Decreto 39/1997 de 17 de enero, Reglamento de los Servicios de Prevención (B.O.E. nº 27 publicado el 31/01/1997).

• Real Decreto 487/1997 de 14 de abril, sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la manipulación manual de cargas que entrañen riesgos, en particular dorsolumbares, para los trabajadores (B.O.E. nº 97 publicado el 23/04/1997).

• Real Decreto 486/1997 de 14 de abril, por el que se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y salud en los lugares de trabajo (B.O.E. nº 97 publicado el 23/04/1997).

• Real Decreto 485/1997 de 14 de abril, sobre disposiciones mínimas en materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo (B.O.E. nº 97 publicado el 23/04/1997).

• Real Decreto 614/2001, de 8 de junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico (B.O.E. nº 148 de 21/06/2001)

• Real Decreto 773/1997 de 30 de mayo, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de protección individual.

• Real Decreto 1215/1997 de 18 de julio , sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo.

• Real Decreto 1627/1997 de 24 de octubre, sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción (B.O.E. nº 256 de 25/10/1997).

• Condiciones impuestas por los organismos Públicos afectados.


Los materiales a emplear serán de buena calidad y se ajustarán a las condiciones señaladas en los estados de mediciones y presupuesto del Proyecto, así como a las condiciones del presente Pliego. De cada uno de estos materiales se presentarán, para su aprobación, muestras al Ingeniero Director de las obras, sin cuya presentación no podrá ser colocado en obra, siendo rechazados los que no reúnan las condiciones necesarias para su uso, sin que por ello haya lugar a reclamación por parte del Contratista.


143

Conductores

Serán conductores de alambres de aluminio con alma de alambres de acero galvanizado

(Tipo LA):

Designación

Equiv.

en

cobre

[mm2]


[mm2] Diámetro

Exterior [mm] Carga

de

rotura

[daN

Resiste

ncia

eléctric

a a

20ºC

[Ω/km]

Masa

[kg/Km]

Módulo de

elasticidad

[daN/mm2]

Coef.

de dilat.

Lineal

[ºCx10-

6]

Aluminio Acero

Al Total Nº

Ø

[mm] Nº

Ø

[mm] Total Alma

LA 56 30 6 3,15 1 3,15 46,8 54,6 9,45 3,15 1640 0,6136 189,1 7900 19,1

Empalmes

Los empalmes asegurarán la continuidad eléctrica y mecánica de los conductores empalmados, por lo que deberán soportar sin rotura ni deslizamiento del cable, el 90 por ciento de la carga del cable empalmado, sin aumentar la resistencia eléctrica del conductor.

Queda prohibida la ejecución de empalmes en conductores por la soldadura a tope de los mismos, así como las uniones por tornillo, en particular y en especial aquellas que provoquen que los ejes de los conductores a unir no formen una misma línea recta y aquellos que sean desmontables.

En cualquier caso, si hubiese necesidad de efectuar algún empalme en un vano, se utilizarán piezas adecuadas que cumplan lo establecido en la norma UNE 21021. Se prohíbe colocar en una instalación de una línea más de un empalme por vano y conductor. Los empalmes de plena tracción que se empleen en el vano serán los denominados, comprimidos o de varillas preformadas de plena tracción.

Cuando se trate de la unión de conductores de distinta sección o naturaleza, es preciso que dicha unión se efectué en el puente de conexión de las cadenas horizontales de amarre, utilizando piezas que eviten los efectos electrolíticos.

Conexiones

La conexión de conductores en las líneas aéreas de MT se realizará en lugares donde el conductor no esté sometido a solicitaciones mecánicas. Así, pues, las conexiones para conectar una derivación se realizarán en el bucle entre dos cadenas horizontales (puente flojo) de un apoyo. En este caso la pieza de conexión, además de no aumentar la resistencia eléctrica del conductor, tendrá una resistencia al deslizamiento de, al menos, el 20 % de la carga de rotura del conductor.


144

La continuidad de la línea y la conexión de derivaciones a la línea principal se efectuará mediante conectores de presión constante, de pleno contacto y de acuñamiento cónico. El conector no podrá utilizarse más de una vez tras su desconexión.

Aisladores

Los aisladores se dimensionarán en función del nivel de aislamiento de la línea, de la línea de fuga requerida, del lugar por donde discurra, y de la distancia entre partes activas y masa. Además, deberán soportar las solicitaciones mecánicas y eléctricas de la línea.

Los aisladores utilizados en las líneas en general, serán de vidrio formando cadenas de suspensión o de amarre. Con carácter general queda prohibido el uso de aisladores rígidos.

Las partes metálicas de los aisladores estarán protegidas adecuadamente contra la acción corrosiva de la atmósfera. A este efecto, en zonas de alta o muy alta contaminación, deberán emplearse aisladores compuestos (poliméricos a base de goma de silicona).

El aislamiento adquirirá la condición de reforzado, cuando las características dieléctricas que le corresponden en función de la tensión más elevada del material de la línea, se eleven al escalón inmediato superior de la tensión que le corresponda, y que se indica en el artículo 24 del RLAT. En general, esta condición se cumple incrementando en una unidad el número de aisladores de la cadena.

Sus características serán las siguientes:

Denominación

Carga de rotura

mecánica [kN]

Diámetro máximo nominal

de la parte

aislante [mm]

Paso nominal [mm]

Línea de fuga nominal

[mm]

Norma de acoplamiento

según CEI 120

Masa aproximada

[kg]

U 70 BS 70 255 127 320 16 A 3,40 Los aisladores de vidrio estarán constituidos por elementos aislantes formando cadenas articuladas, cuyo número de elementos dependerá del nivel de contaminación de la zona. A este efecto, los tipos anteriores de aisladores normalizados cumplirán las características eléctricas que se especifican en la siguiente tabla:

Denominación Número

de aisladores

Tensión soportada al impulso tipo

rayo [kV]

Tensión soportada a frecuencia

industrial bajo lluvia [kV]

Tensión de perforación en

aceite (1 aislador) [kV]

U 70 BS 3 190 72 130


145

Apoyos

-Los apoyos que se utilizarán en la construcción de las líneas aéreas de M.T. serán en general de celosía. Podrán utilizarse, como alternativa, apoyos de hormigón vibrado o de chapa plegada. No se recomienda el uso de apoyos de madera.

-En cualquier caso, su diseño constructivo permitirá la accesibilidad a todas sus partes por el personal especializado, de modo que pueda ser realizada fácilmente la inspección y conservación de la estructura. Se evitará todo tipo de cavidades sin drenaje, en las que pueda acumularse agua de lluvia. -En los apoyos de celosía, así como en elementos metálicos de los apoyos de otra naturaleza, no se emplearan perfiles abiertos de espesor inferior a cuatro milímetros.

-Cuando los perfiles fueran galvanizados por inmersión en caliente, el limite anterior podrá reducirse a tres milímetros. Análogamente, en los perfiles con flancos de una anchura inferior a 35mm, no podrán realizarse taladros de ningún tipo.

-En las uniones atornilladas del apoyo, no se emplearán tornillos ni remaches de un diámetro inferior a 12 mm.

-En el caso de que los perfiles de la base del apoyo se prolonguen dentro del terreno sin recubrimiento de hormigón, el espesor de los perfiles enterrados no será menor de seis milímetros.

-En los perfiles metálicos enterrados sin recubrimiento de hormigón se cuidará especialmente su protección contra la oxidación, empleando agentes protectores adecuados, como galvanizado, etc.

-Se recomienda la adopción de protecciones anticorrosivas de la máxima duración, en atención a las dificultades de los tratamientos posteriores de conservación necesarios. -Las características y dimensiones del apoyo utilizado se describen en los planos del proyecto.

Aparamenta de seccionamiento

-Como elementos de seccionamiento se podrán utilizar interruptores-seccionadores o seccionadores, según se requiera o no corte en carga durante su explotación, ya que los seccionadores no pueden interrumpir circuitos en carga, salvo pequeñas corrientes de valor inferior a 0,5 A. -Los seccionadores podrán ser trifásicos, con mando manual o con servomecanismo; o unipolares accionables con pértiga. -Las características de los seccionadores serán las adecuadas a la tensión e intensidad máxima del circuito en donde han de establecerse. -En función de la tensión nominal de la línea, su tensión asignada será de 36 kV, siendo los niveles de aislamiento y demás características, en cada caso, los que se indican en la siguiente tabla:


146

Tensión nominal

de la línea [kV]

Tensión asignada

[kV]

Tensión soportada a impulsos tipo rayo

[kV en valor de cresta]

Tensión soportada bajo lluvia a

frecuencia industrial [kV en valor eficaz]

Intensidad asignada

en servicio continuo

[A]

Intensidad admisible asignada de corta duración [kA, 1 s]

Valor de cresta de

la intensidad admisible asignada

[kA]

A tierra

A distancia de seccionamiento

A tierra

A distancia de seccionamiento

25 36 170 195 70 80 630 16 40

Líneas de tierra -Los conductores empleados en las líneas de tierra deberán tener una resistencia mecánica adecuada y ofrecerán una elevada resistencia a la corrosión.

-Tendrán una acción tal que puedan soportar sin un calentamiento peligroso la máxima corriente de descarga a tierra prevista, durante un tiempo doble al de accionamiento de las protecciones de la línea.

-Por razones mecánicas y eléctricas, las secciones mínimas de los conductores de las líneas de tierra deberán ser:

Material conductor

Sección mínima [mm2]

Acciones contra la corrosión

Cobre 16

Aluminio 35 Se considerarán los efectos de la corrosión

Acero 50 Necesitarán protección contra la corrosión

-Los conductores compuestos (por ejemplo aluminio-acero) también pueden utilizarse para la puesta a tierra con la condición de que su resistencia no sea inferior a la eléctricamente equivalente a 16 mm2 de cobre.

Electrodos de puesta a tierra -Los electrodos de tierra deberán ser de un material, diseño y dimensiones apropiados para la naturaleza y condiciones del propio terreno, de modo que puedan garantizar una resistencia de difusión, mínima en cada caso, y de larga permanencia.

-Los electrodos de puesta a tierra estarán formados por materiales metálicos enterrados horozontal o verticalmente, en forma de cables, placas o chapas, varillas, picas, tubos ,


147

barras u otros perfiles, que presenten una elevada resistencia a la corrosión por sí mismos, o mediante una protección adicional, tales como el cobre o el acero debidamente protegido, en cuyo caso se tendrá especial cuidado de no dañar el recubrimiento de protección durante el hincado.

-Además, los electrodos de tierra deberán ser capaces de resistir las tensiones mecánicas durante su instalación, así como aquellas que ocurran durante el servicio normal

-Las dimensiones mínimas de los electrodos de cobre seran de Øext = 14 mm.

5.3.4. Ejecución de las instalaciones

Trazado

En el trazado de la línea se evitará en lo posible los ángulos pronunciados, tanto en planta como en alzado, y se reducirán al mínimo indispensable el número de situaciones reguladas por las prescripciones especiales del capitulo VII del RLAAT. En cualquier caso se deberá cumplir todas las reglamentaciones y normativas relativas a distancias a edificaciones, vías de comunicación y otros servicios, tanto en cruces como en paralelismos, así como los requerimientos mecánicos y eléctricos en ellas establecidas.

Además, en el diseño del trazado de la línea se tendrá en cuenta la facilidad de acceso al lugar en que vayan a instalarse los apoyos, tanto en la fase de construcción como en la de explotación.

Excavación de fosos

Una vez determinados los puntos del terreno donde se sitúan los apoyos, se procederá a ejecutar las excavaciones para las cimentaciones, para lo cuál se utilizarán normalmente medios mecánicos.

Se habrá de procurar que las excavaciones se ajusten lo más que sea posible a las dimensiones especificadas en el proyecto. Las excavaciones tendrán las paredes laterales verticales.

Las dimensiones mínimas de los fosos serán las especificadas en los planos adjuntos.

Colocación de apoyos y cimentaciones

En el fondo de cada excavación se depositará una capa de hormigón de unos 10 cm de espesor en caso de apoyos de hormigón y de 20-25 cm de espesor en caso de apoyos metálicos de celosía, capa sobre la que se situará el apoyo. Es decir, que la profundidad total de la cimentación será del orden de 10 cm o 20-25 cm, superior al empotramiento del


148

apoyo, según este sea de hormigón o metálico de celosía, tomando como base el nivel del terreno.

A continuación, se colocará y nivelará el apoyo o el primer tramo del apoyo en casos de postes metálicos formados por varios tramos, de forma que quede perfectamente aplomado y alineado. Si es preciso se arriostrará con vientos.

Posteriormente se rellenará el hueco de la excavación con hormigón HM-20 convenientemente vibrado, constituyéndose así la cimentación del apoyo. El abocamiento del hormigón se efectuara teniendo limpia la excavación y a nivel de ella, no se podrá efectuar a distancia. Se recomienda que cada cimentación sobresalga unos 20 cm por encima del nivel del terreno, para proteger la base del poste. En la cimentación deberá quedar un tubo para alojar el conductor de tierra.

Una vez ejecutado el hormigonado y consolidado la cimentación, en caso de apoyos metálicos formados por varios tramos, se procederá al armado total del apoyo. Esta operación se realizará con ayuda de una pluma , normalmente situada en un camión. También se colocarán las crucetas y sobre éstas, las cadenas de aisladores de donde se colgarán las poleas para el tendido del conductor.

Operaciones de tendido de los conductores

Previamente a la operación de tendido propiamente dicha, se ha de adoptar las siguientes medidas:

a) Arriostramiento de apoyos.

Ha de tenerse en cuenta que algunos apoyos, previstos por ejemplo como anclajes, pueden quedar sometidos durante el tendido a los esfuerzos correspondientes a un apoyo de fin de línea, aunque ello sea en condiciones tales que no se alcancen los esfuerzos máximos previstos para las condiciones reglamentarias más desfavorables.

Por consiguiente, deberá determinarse qué apoyos de la línea deberán ser arriostrados, prever la forma en que se ha de realizar la operación, y preparar los materiales necesarios para llevarla a cabo en el momento del tendido en que se haga necesario.

En cualquier caso, en ésta y en el resto de las operaciones de tendido se cumplirán las Normas de Seguridad que resulten aplicables, además de las instrucciones al respecto del Director Técnico.

b) Protecciones provisionales en cruces

Se deben colocar estas protecciones en los cruces de la línea con carreteras, ferrocarriles, otras líneas, ya sean eléctricas o de telecomunicación, etc., de forma que durante las operaciones de tendido, los conductores queden siempre por encima de dichas protecciones, sin afectar a la normal actividad en el resto de las instalaciones o servicios, lo que ha de tenerse en cuenta a la hora de establecer la altura de dichas


149

protecciones. En el caso de carreteras, la altura normal máxima de los vehículos es de cuatro metros, por lo que resulta aconsejable que la protección quede a una altura de unos seis metros.

En los cruces con otras líneas eléctricas, se recuerda que, salvo casos excepcionales debidamente autorizados, ha de quedar por encima la de mayor tensión, o la más moderna si son de la misma tensión, debiendo preverse, en su caso, la posible necesidad de un descargo en la línea existente, ya sea a los efectos del montaje de la protección, o bien durante las operaciones de tendido, debiendo efectuarse las comunicaciones que correspondan.

En cualquier caso, el cruce con una instalación requerirá siempre la autorización del Organismo correspondiente, debiendo conectarse con los vigilantes de dichos servicios para la aprobación de las medidas adoptadas.

Dado su carácter provisional, las protecciones a que se ha hecho referencia se construirán normalmente de madera.

-Sistemas de tendido El tendido de la línea podrá realizarse por medios manuales o por medios mecánicos.

Cuando se utilicen medios mecánicos se utilizará una máquina-freno, donde se colocará la bobina, pudiendo regularse la resistencia al giro de la misma, lo que permite un control de la tensión en el conductor, y una máquina tractora que es la que ejerce la tracción sobre los conductores.

-División en tramos de tendido En general se definirán los tramos de tendido como los tramos definidos por dos apoyos extremos con sujeción del mediante grapas de amarre.

No obstante, en función de los metros de cable disponibles en las bobinas, el tendido del conductor podrá comprender más de un tramo de los anteriormente definidos, procurando, a ser posible, que los empalmes del conductor, si han de efectuarse, se hagan en los puentes entre grapas de amarre de los apoyos de anclaje y de ángulo.

-Poleas para el tendido y regulación de conductores Suspendidas las cadenas de aisladores sobre las crucetas, se procederá a colocar las poleas de tendido, que se unirán al último aislador de la cadena mediante una rótula larga.

Se utilizarán poleas especialmente diseñadas, cuyas características y utilización serán las definidas en la norma UNE 21100 (tipo PT240 y Pt 450). Las poleas para el tendido de conductores aluminio-acero serán de aleación de aluminio. De acuerdo ala citada norma UNE, se recomienda utilizar poleas tipo Pt 240 para conductores hasta


150

12 mm de diámetro, y poleas del tipo Pt 450 para conductores hasta 22 mm. de diámetro.

-Utilización de cables guía Antes de realizar el tendido del conductor, con el fin de no arrastrar los conductores por el suelo, se utilizarán cables guía que se desplegarán en el tramo que se vaya a tender, colocándose sobre las poleas.

La unión entre el cables guía y el conductor a tender, se realizará utilizando las llamadas “medias”, constituidas por mallas de acero de alta resistencia.

Los cables guías deberán ser antigiratorios y flexibles, y dispondrán bulones de rotación para impedir cualquier efecto de torsión que pueda ser trasmitido a los conductores.

-Tendido de conductores Una vez colocado el cable guía sobre las poleas, y unido su extremo posterior al conductor, se procederá a ejercer tracción sobre el principio del cable guía, ejerciéndose a la vez una acción de frenado sobre la bobina del cable para que el tendido se haga con existencia de una cierta tensión mecánica, de forma que el conductor se mantenga siempre elevado del suelo, y sin rozar con él. Cuando no se utilizan medios mecánicos esta tracción se ejercerá normalmente por medio de un vehículo todo terreno.

La bobina del cable estará elevada y sujeta por barras y gatos adecuados al peso de ella y con dispositivo de frenado. El sentido de giro será el que viene indicado en la bobina y la salida del cable se hará por la parte superior.

Durante el tendido, se evitará la formación de colas, el arrastre del cable por el suelo y su rozamiento con el arbolado u otros accidentes del terreno.

Cuando la totalidad o casi totalidad del cable guía haya pasado por todas las poleas, y el conductor llegue al principio del tramo que se esta tendiendo, en el primer apoyo se retirará la polea y se colocará la grapa de amarre. Una vez sujeto el conductor a dicha grapa, se continuará ejerciendo una tracción mecánica sobre el conductor en la parte anterior del tramo, generalmente por medio de un tractel, hasta llevarlo a una tensión próxima a la definitiva que corresponda, según la tabla de tendido que se disponga.

-Tensado y regulación del conductor hasta la tensión de tendido La regulación de la tensión hasta el valor definitivo se efectuará para cada tramo comprendido entre apoyos con grapas de amarre, y se hará tomando como referencia el vano de regulación.


151

El tensado se efectuará con útiles adecuados. Se procederá a tensar con el tráctel hasta que por medición de la flecha en un determinado vano del tramo, se sepa que se ha llegado a la tensión y posición correcta del conductor. Una vez ocurrido ésto, se colocará la grapa de amarre en su posición correcta, teniendo en cuenta la longitud de la cadena y la situación del punto de fijación a la cruceta, sustituyendo la polea por la grapa. Para poder hacer fácilmente esta operación es normal que haya que dar al conductor una tensión algo superior a la real, quedando en principio la cadena algo floja. Después se disminuirá la tensión de forma que la cadena se tense y el conductor quede en su posición correcta. En el caso de realizar el tensado de dos tramos a la vez, con tensado final independiente en cada tramo, se seguirán las operaciones indicadas en el párrafo anterior. Para ello en el apoyo que limita los dos tramos, con ayuda de una trócola y una rana especial llevaremos el conductor del primer tramo hasta su situación definitiva, sustituyendo la polea por la grapa, y a su vez colocando la grapa de amarre correspondiente en el tramo siguiente, procediéndose seguidamente a efectuar la regulación en este último tramo. Con objeto de evitar la trasmisión de cargas verticales excesivas a las crucetas durante las operaciones de tendido, la distancia entre la bobina y el primer apoyo, y entre el último apoyo y el dispositivo de tracción, debe ser del orden de 2,5 veces la altura del apoyo.

-Medición de la flecha Normalmente la regulación correcta de la tensión se hará midiendo la flecha. La flecha se ajustará a la indicada en las tablas de tendido, especificadas en el proyecto, las cuales habrán de ajustarse a las condiciones existentes en el momento del tendido.

A la hora de medir la flecha se elegirán normalmente dos vanos, uno en el que se hará la medición en el momento de la regulación, y otro de comprobación.

Para la medición de la flecha se colocarán en los postes situados en los extremos del vano unas tablillas , y se trazará una visual de una a otra tablilla. Cuando se vean en línea las dos tablillas y el punto inferior del conductor en el vano, es cuando éste ha llegado a su posición correcta.

Las tablillas se situarán a una distancia D de la cruceta correspondiente al conductor que se esta tensando, tal que:

D = Flecha que debe existir según la tabla de tendido + Longitud de la cadena hasta la parte inferior de la rótula + Distancia desde la rótula hasta la parte inferior de la polea.

Las operaciones indicadas de medida de la flecha suele hacerse en uno sólo de los conductores. Regulando uno de ellos, resulta sencillo apreciar el paralelismo de los demás con el primero.

Estas operaciones de regulación podrán efectuarse, también, más exactamente con la ayuda de un topógrafo, pero en las líneas normales de media tensión el método que se ha descrito proporciona suficiente aproximación.


152

-Finalización de la operación de tendido La operación de tendido se finalizará eliminando las poleas en los apoyos de alineación, y colocando el conductor sobre las grapas de suspensión. Si la fijación de las poleas se hizo utilizando rótulas largas, se colocarán las definitivas que en el tipo de apoyos habituales suelen ser de tipo corto.

Durante la operación de sustitución de la polea por la grapa de suspensión, se utilizarán normalmente trócolas que sustenten los conductores.

Condiciones de montaje del sistema de puesta a tierra

-Instalación de electrodos horizontales de puesta a tierra Es recomendable que el electrodo de puesta a tierra esté situado a una profundidad suficiente para evitar la congelación del agua ocluida en el terreno. Los electrodos horizontales de puesta a tierra serán enterrados como mínimo a una profundidad de 0,5 m (habitualmente entre 0,5 y 1 m). Esta medida garantiza una cierta protección mecánica.

Los electrodos horizontales de puesta a tierras se colocarán en el fondo de una zanja o en la excavación de la cimentación de forma que:

- se rodeen con tierra ligeramente apisonada,

- las piedras o grava no estén directamente en contacto con los electrodos de puesta a tierra enterrados,

- cuando el suelo natural sea corrosivo para el tipo de metal que constituye el electrodo se reemplace por un relleno adecuado.

-Instalación de picas de tierra verticales o inclinadas Las picas verticales o inclinadas son particularmente ventajosas cuando la resistividad del suelo decrece mucho con la profundidad. Se clavarán en el suelo empleando herramientas apropiadas para evitar que los electrodos se dañen en su hincado.

Cuando se instalen varias picas en paralelo se separarán como mínimo 1,5 veces la longitud de la pica. La parte superior de cada pica siempre quedará situada a una profundidad bajo el nivel del suelo no inferior a 0,5 m.

-Instalación de las líneas de tierra Los conductores de las lías de tierra deberán instalarse procurando que su recorrido sea lo más corto posible, evitando trazados tortuosos y curvas de poco radio.

Conviene prestar especial atención para evitar la corrosión donde los conductores de las líneas de tierra desnudos entren en el suelo o en el hormigón. En este sentido, cuando en el apoyo exista macizo de hormigón el conductor no debe tenderse por encima de él sino atravesarlo.


153

Se cuidará la protección de los conductores de las líneas de tierra en las zonas inmediatamente superior al terreno, de modo que queden defendidos contra golpes, etc.

En las líneas de tierra queda terminantemente prohibido insertarse fusibles ni interruptores.

- Conexiones y uniones de electrodos y líneas de tierra Las uniones utilizadas para conectar las partes conductoras de una red de tierras, con los electrodos de puesta a tierra dentro de la propia red, deberán tener las dimensiones adecuadas para asegurar una conducción eléctrica y un esfuerzo térmico y mecánico equivalente a los de los propios electrodos.

Las uniones usadas para el ensamblaje de picas deben tener el mismo esfuerzo mecánico que las picas mismas y deben resistir fatigas mecánicas durante su colocación.

Las conexiones de las líneas de tierra deben tener una buena continuidad eléctrica, no deberán soltarse y serán protegidas contra la corrosión. Deben utilizarse los elementos apropiados para conectar los conductores de las líneas de tierra al electrodo de puesta a tierra, al terminal principal de tierra y a cualquier parte metálica. Conviene que sea imposible desmontar las uniones sin herramientas.

Cuando se tengan que conectar metales diferentes, que creen pares galvánicos, pudiendo causar las corrosión galvánica, las uniones se realizarán mediante piezas de conexión bimetálicas apropiadas para limitar estos efectos.

- Conexión de los apoyos a tierra Los apoyos situados en lugares de pública concurrencia, que soporten aparatos de maniobra, dispondrán de una toma de tierra en forma de anillo cerrado, enterrado alrededor de la cimentación, a 1 m de distancia de las aristas de esta y a 0,5 m de profundidad. Al anillo se le conectaran como mínimo dos picas Cu de 2 m 14mm, hincadas en el terreno, de modo que se consiga un valor de resistencia menos de 20 Ω. Caso de no conseguirse es valor exigido, se ampliara el electrodo mediante picas alineadas, y el cálculo de la puesta a tierra se hará según un método de acreditada solvencia.

La estructura metálica de los apoyos se conectara a tierra. Todos los herrajes auxiliares, así como la tierra de los pararrayos y el chasis de la aparamenta, si los hubiera, se conectará a una línea general de tierra que a su vez estará conectada al anillo de puesta a tierra.

Condiciones de montaje de elementos de maniobra y protección

El montaje de la aparamenta en los apoyos que la lleven incorporadas, se ejecutará de modo que las partes en tensión queden suficientemente alejadas de las partes puestas a tierra, y estén situadas de forma que se evite la posada de aves. En todo caso, la altura mínima respecto al suelo a la que debe estar cualquier parte en tensión de la aparamenta será de 6 m.


154

- Instalación de seccionadores e interruptores-seccionadores. En general deberá instalarse siempre un seccionamiento en el arranque de toda línea particular derivada de la red de distribución. Dicho elemento de seccionamiento delimitará la titularidad de la instalación, de manera que la parte de la instalación hasta el seccionamiento, inclusive éste, quedará en propiedad de la empresa distribuidora; mientras que la instalación que se sitúe a partir del seccionamiento quedará en propiedad del cliente.

Los seccionadores instalados en el arranque de las derivaciones, deberán ser accionados sin carga o, a lo sumo, con la correspondiente a la de vacío de los transformadores a los que den servicio, siempre que la capacidad total de los mismos no exceda de 500 kVA. También podrán utilizarse los denominados seccionadores bajo carga, previa la justificación de características.

En el seccionamiento sin carga de líneas aéreas y cables aislados, debe tenerse presente la posible existencia de corrientes capacitivas. Particularmente, se tendrá en cuanta en el caso en que estas intensidades, combinadas con las magnetizantes de los transformadores, puedan dar lugar a fenómenos de ferrorresonancia en el seccionamiento unipolar.

La disposición de los seccionadores y de los interruptores-seccionadores cumplirá las siguientes normas generales:

a) Los seccionadores tipo intemperie estarán situados a una altura del suelo superior a cinco metros, inaccesibles en condiciones ordinarias, con su accionamiento dispuesto de forma que no pueda ser maniobrado más que por el personal de servicio, y se montarán de tal forma que no puedan cerrarse por gravedad.

b) Queda prohibida la instalación de seccionadores (unipolares o monomando) e interruptores con corte al aire, en posición dominante, por encima de los travesaños o cabeceras de los apoyos.

c) Los seccionadores e interruptores-seccionadores se colocarán sobre los apoyos de forma que se evite sobrepasar con elementos de tensión las cabeceras, crucetas y semicrucetas de los apoyos. En cualquier caso, se procederá al aislamiento de los puentes de unión entre los elementos en tensión.

Montaje de conversiones aéreo-subterráneas

Tanto en el caso de un cable subterráneo intercalado en una línea aérea, como de un cable subterráneo de unión entre una línea aérea y una instalación transformadora se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones.

La conexión del cable subterráneo con la línea aérea será seccionable cuando el cable una la línea aérea con un centro de transformación. El seccionamiento podrá estar en el centro de transformación. Podrá no ser seccionable cuando el cable esté intercalado en una línea aérea.

El cable subterráneo en el tramo aéreo de subida hasta la línea aérea irá protegido con un tubo. El tubo se obturará por la parte superior para evitar la entrada de agua, y se empotrará en la cimentación del apoyo, sobresaliendo 2,5 m por encima del nivel del terreno. El


155

diámetro del tubo será como mínimo de 1,5 veces el diámetro del cable o el de la terna de cables si son unipolares.

Cuando deban instalarse protecciones contra sobretensiones mediante pararrayos autoválvulas o descargadores, la conexión será lo más corta posible y sin curvas pronunciadas, garantizándose el nivel de aislamiento del elemento a proteger.

5.3.5. Mediciones y pruebas

Se comprobará por parte de la Dirección de Obra que todas las unidades han sido ejecutadas con sujeción al proyecto, o bien a las modificaciones introducidas y aprobadas en el Acta de replanteo y a las órdenes de la Dirección de Obra.

Se efectuarán los ensayos previos a la puesta en servicio que se establezcan en las normas de obligado cumplimiento. En general, los ensayos a realizar serán los siguientes:

- Medida de resistencia del circuito de puesta a tierra.

- Medida de las tensiones de contacto, en el caso que corresponda.

- Comprobación de conexiones, observando el cableado general de la instalación y observando que no se produzcan calentamientos.

La Dirección de Obra se reserva en todo momento el realizar las mediciones y comprobaciones que estime necesarias para la determinación de la calidad, características y estado de la instalación.


156

5.4. Pliego de condiciones técnicas de centros de transformación

5.4.1. Objeto

El objeto del presente pliego es el de determinar las condiciones mínimas aceptables para la ejecución de las obras de construcción y montaje del Centro de Transformación, así como de las condiciones técnicas del material a emplear.

5.4.2. Normas básicas de materiales

Todos los elementos que entren a formar parte de la instalación serán de primera calidad y corresponderán a marcas de máximo prestigio. Cumplirán obligatoriamente y serán conformes con las especificaciones que establezcan las normas UNE, EN y C.E.I., que aparecen en el vigente Reglamento sobre Condiciones de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación y sus Instrucciones Técnicas Complementarias (en concreto en el anexo de la ITC MIE-RAT 02), así como con todas la revisiones y modificaciones realizadas hasta la fecha y con las normas particulares de la Empresa Distribuidora. El Instalador tomará nota de los materiales recibidos dando cuenta a1 Director de la Obra de las anomalías que se produzcan. Damos cuenta a continuación de la relación detallada de tipos y características de los materiales a emplear.

5.4.3. Obra civil

Emplazamiento

-El lugar elegido para la instalación del centro debe permitir la colocación y reposición de todos los elementos del mismo, concretamente los que son pesados y grandes, como transformadores. Los accesos al centro deben tener la dimensiones adecuadas para permitir el paso de dichos elementos.

-El emplazamiento del centro debe ser tal que esté protegido de inundaciones y filtraciones.

-En el caso de terrenos inundables el suelo del centro debe estar, como mínimo, 0,20 m por encima del máximo nivel de aguas conocido, o si no al centro debe proporcionársele una estanquidad perfecta hasta dicha cota.

-El local que contiene el centro debe estar construido en su totalidad con materiales incombustibles.


157

Excavacion.

-Se efectuará la excavación con arreglo a las dimensiones y características del centro y hasta la cota necesaria indicada en el Proyecto, también estarán incluidas las tareas de carga y transporte a vertedero de las tierras sobrantes.

Acondicionamiento del terreno.

-Como norma general, una vez realizada la excavación se extenderá una capa de arena de 100-150 mm de espesor aproximadamente, procediéndose a continuación a su nivelación y compactación.

-En caso de ubicaciones especiales, y previo a la realización de la nivelación mediante el lecho de arena, habrá que tener presente las siguientes medidas:

- Terrenos no compactados o con resistencia del terreno sea inferior a 1 Kg/cm2. Será necesario realizar un asentamiento adecuado a las condiciones del terreno, pudiendo incluso ser necesaria la construcción de una losa de hormigón armado de 200 mm de forma que distribuya las cargas en una superficie más amplia.

- Terrenos en ladera. Se realizará la excavación de forma que se alcance una plataforma de asiento en zona suficientemente compactada y de las dimensiones necesarias para que el asiento sea completamente horizontal. Puede ser necesaria la canalización de las aguas de lluvia de la parte alta, con objeto de que el agua no arrastre el asiento del CT.

- Terrenos con nivel freático alto. En estos casos, o bien se eleva la capa de asentamiento del CT por encima del nivel freático, o bien se protege al CT mediante un revestimiento impermeable que evite la penetración de agua en el hormigón.

Edificio prefabricado de hormigón.

Los distintos edificios prefabricados de hormigón se ajustarán íntegramente a las siguientes especificaciones de materiales:

- Los suelos estarán previstos para las cargas fijas y rodantes que implique el material.

- Se preverán, en lugares apropiados del edificio, orificios para el paso del interior al exterior de los cables destinados a la toma de tierra, y cables de B.T. y A.T. Los orificios estarán inclinados y desembocarán hacia el exterior a una profundidad de 0,40 m del suelo como mínimo.

-También se preverán los agujeros de empotramiento para herrajes del equipo eléctrico y el emplazamiento de los carriles de rodamiento de los transformadores.


158

Asimismo se tendrán en cuenta los pozos de aceite, sus conductos de drenaje, las tuberías para conductores de tierra, registros para las tomas de tierra y canales para los cables A.T. y B.T. En los lugares de paso, estos canales estarán cubiertos por losas amovibles.

- Los muros prefabricados de hormigón podrán estar constituidos por paneles convenientemente ensamblados, o bien formando un conjunto monobloque con la cubierta y la solera, de forma que se impida totalmente el riesgo de filtraciones.

- La cubierta estará debidamente impermeabilizada de forma que no quede comprometida su estanquidad, ni haya riesgo de filtraciones. Su cara interior podrá quedar como resulte después del desencofrado. No se efectuará en ella ningún empotramiento que comprometa su estanquidad.

- El acabado exterior del centro será normalmente liso y preparado para ser recubierto por pinturas de la debida calidad y del color que mejor se adapte al entorno en el que se encuentre. Cualquier otra terminación: canto rodado, recubrimientos especiales, etc., podrá ser aceptada. Las puertas, marcos y demás elementos metálicos expuestos al aire estarán protegidos contra la oxidación, mediante galvanizado y película de pintura epoxi de poliéster. En el caso de utilizarse galvanizado en caliente se cumplirá con lo especificado en la RU-6618-A

- La cubierta estará calculada para soportar la sobrecarga que corresponda a su destino, para lo cual se tendrá en cuenta lo que al respecto fija la Norma UNE-EN 61330.

- Las puertas de acceso al centro de transformación desde el exterior cumplirán íntegramente lo que al respecto fija la Norma UNE-EN 61330. En cualquier caso, serán incombustibles, suficientemente rígidas y abrirán hacia afuera de forma que puedan abatirse sobre el muro de fachada.

Se realizará el transporte, la carga y descarga de los elementos constitutivos del edificio prefabricado, sin que éstos sufran ningún daño en su estructura. Para ello deberán usarse los medios de fijación previstos por el fabricante para su traslado y ubicación, así como las recomendaciones para su montaje.

De acuerdo con la Recomendación UNESA 1303-A, el edificio prefabricado estará construido de tal manera que, una vez instalado, su interior sea una superficie equipotencial. Todas las varillas metálicas embebidas en el hormigón que constituyan la armadura del sistema equipotencial, estarán unidas entre sí mediante soldaduras eléctricas. Las conexiones entre varillas metálicas pertenecientes a diferentes elementos, se efectuarán de forma que se consiga la equipotencialidad entre éstos.

Ningún elemento metálico unido al sistema equipotencial podrá ser accesible desde el exterior del edificio, excepto las piezas que, insertadas en el hormigón, estén


159

destinadas a la manipulación de las paredes y de la cubierta, siempre que estén situadas en las partes superiores de éstas.

Cada pieza de las que constituyen el edificio deberán disponer de dos puntos metálicos, lo más separados entre sí, y fácilmente accesibles, para poder comprobar la continuidad eléctrica de la armadura. La continuidad eléctrica podrá conseguirse mediante los elementos mecánicos del ensamblaje.

Evacuacion y extincion del aceite aislante.

Las paredes y techos de las celdas que han de alojar aparatos con baño de aceite, deberán estar construidas con materiales resistentes al fuego, que tengan la resistencia estructural adecuada para las condiciones de empleo.

Con el fin de permitir la evacuación y extinción del aceite aislante, se preverán pozos con revestimiento estanco, teniendo en cuenta el volumen de aceite que puedan recibir. En todos los pozos se preverán apagafuegos superiores, tales como lechos de guijarros de 5 cm de diámetro aproximadamente, sifones en caso de varios pozos con colector único, etc. Se recomienda que los pozos sean exteriores a la celda y además inspeccionables. Ventilacion.

Los locales estarán provistos de ventilación para evitar la condensación y, cuando proceda, refrigerar los transformadores.

Normalmente se recurrirá a la ventilación natural, aunque en casos excepcionales podrá utilizarse también la ventilación forzada.

Cuando se trate de ubicaciones de superficie, se empleará una o varias tomas de aire del exterior, situadas a 0,20 m. del suelo como mínimo, y en la parte opuesta una o varias salidas, situadas lo más altas posible.

En ningún caso las aberturas darán sobre locales a temperatura elevada o que contengan polvo perjudicial, vapores corrosivos, líquidos, gases, vapores o polvos inflamables.

Todas las aberturas de ventilación estarán dispuestas y protegidas de tal forma que se garantice un grado de protección mínimo de personas contra el acceso a zonas peligrosas, contra la entrada de objetos sólidos extraños y contra la entrada del agua IP23D, según Norma UNE-EN 61330. Para ello las aberturas incorporarán tela metálica mosquitera.


160

5.4.4. Instalación eléctrica

Red de alimentación: Acometida subterranea M.T.

-Los conductores de alta tensión estarán constituidos por cables unipolares de aluminio con aislamiento seco termoestable, y un nivel de aislamiento acorde a la tensión de servicio. -Los cables de alimentación subterránea en M.T. entrarán en el centro de transformación, alcanzando la celda que corresponda, por un canal o tubo. Las secciones de estos canales y tubos permitirán la colocación de los cables con la mayor facilidad posible. Los tubos serán de doble capa, con la superficie interna lisa, siendo su diámetro 2 veces el diámetro del cable como mínimo. La disposición de las canales y tubos será tal que los radios de curvatura a que deban someterse los cables serán como mínimo igual a 10(D+d), siendo "D" el diámetro del cable y "d" el diámetro del, con un mínimo de 0,60 m.

-Después de colocados los cables se obstruirá el orificio de paso por un tapón al que, para evitar la entrada de roedores, se incorporarán materiales duros que no dañen el cable.

-En el exterior del centro los cables estarán alojados bajo tubo de polietileno de 160 mm de diámetro nominal enterrados en zanja de forma que la profundidad mínima de la canalización sea de 900 mm, a fin de preservar a estos circuitos de la construcción de otras redes eléctricas de B.T. de alumbrado público, de las acometidas de redes subterráneas de B.T., de agua potable, redes y acometidas subterráneas de teléfonos, acometidas de gas y, eventualmente, alcantarillados muy superficiales.

4.2.2.2.2. Aparamenta en M.T.

-Las celdas a emplear serán las especificadas en el proyecto.. Las celdas empleadas serán prefabricadas, con envolvente metálica y tipo "modular", preferentemente. De esta forma, en caso de avería, será posible retirar únicamente la celda dañada, sin necesidad de desaprovechar el resto de las funciones.

-Utilizarán hexafluoruro de azufre (SF6) como elemento de corte y extinción. El aislamiento integral en SF6 confiere a la aparamenta sus características de resistencia al medio ambiente, bien sea a la polución del aire, a la humedad, o incluso a la eventual sumersión del centro de transformación por efecto de riadas. Por ello, esta característica es esencial, especialmente en las zonas con alta polución, en las zonas con clima agresivo (costas marítimas y zonas húmedas) y en las zonas más expuestas a riadas o entrada de agua en el centro.

-Las celdas empleadas deberán permitir la extensibilidad in situ del centro de transformación, de forma que sea posible añadir más líneas o cualquier otro tipo de función, sin necesidad de cambiar la aparamenta previamente existente en el centro.


161

-El interruptor y el seccionador de puesta a tierra será un único aparato, de tres posiciones (cerrado, abierto y puesto a tierra), asegurando así la imposibilidad de cierre simultáneo del interruptor y seccionador de puesta a tierra. La posición de seccionador abierto y seccionador de puesta a tierra cerrado serán visibles directamente a través de mirillas, a fin de conseguir una máxima seguridad de explotación en cuanto a la protección de personas se refiere.

Las características de las celdas seran las siguientes

· Tensión asignada: 36 kV · Intensidad asignada: 630 A · Intensidad de corta duración (1 s), eficaz: 21 kA · Intensidad de corta duración (1 s), cresta: 52,5 kA · Nivel de aislamiento - Frecuencia industrial (1 min) a tierra y entre fases: 70 kV

- Impulso tipo rayo a tierra y entre fases (cresta): 170 kV

Transformador.

-El transformador será trifásico, con refrigeración natural, en baño de aceite, conforme a la norma particular de la empresa distribuidora.

-Este transformador se instalará, en caso de incluir un líquido refrigerante, sobre una plataforma ubicada encima de un foso de recogida, de forma que en caso de que se derrame e incendie, el fuego quede confinado en la celda del transformador, sin difundirse por los pasos de cables ni otras aberturas al resto del centro.

-El transformador, para mejor ventilación, estará situado en la zona de flujo natural de aire, de forma que la entrada de aire esté situada en la parte inferior de las paredes adyacentes al mismo, y las salidas de aire en la zona superior de esas paredes. Alumbrado.

-En el interior del CT se instalarán las fuentes de luz necesarias, preferiblemente de incandescencia por su alto índice de reproducción cromática, con el objetivo de conseguir, cuanto menos, un nivel medio de iluminación de 150 lux existiendo por lo menos dos puntos de luz.

-Los focos luminosos estarán colocados sobre soportes rígidos y dispuestos de tal forma que se mantenga la máxima uniformidad posible en la iluminación, evitándose que los aparatos de seccionamiento y medida no queden en zonas de sombra que dificulten su correcta lectura. Se deberá poder efectuar la sustitución de las lámparas sin


162

necesidad de desconectar la alimentación y sin ningún peligro para el operario que realice la sustitución.

-Los interruptores de alumbrado se situarán en la proximidad de las puertas de acceso a una altura del suelo adecuada.

-Independientemente de este alumbrado, podrá existir un alumbrado de emergencia con alimentación autónoma, el cual entrará en funcionamiento automáticamente ante un corte del servicio eléctrico. Tendrá una autonomía mínima de 2 horas, con nivel luminoso no inferior a 5 lux.

Puestas a tierra.

-Las puestas a tierra se realizarán en la forma indicada en el proyecto, debiendo cumplirse estrictamente lo referente a separación de circuitos, configuración del sistema y valores deseados para las puestas a tierra. -Condiciones de instalación de las líneas de tierra:

No se unirán al circuito de puesta a tierra las puertas de acceso y ventanas metálicas de ventilación del C.T.

La conexión del neutro a su toma se efectuará, siempre que sea posible, antes del dispositivo de seccionamiento B.T.

Para los conductores de las líneas de tierra, en ningún caso se admitirán secciones inferiores a 25 mm2 en el caso de cobre, y de 50 mm2 en el caso de acero.

En las líneas de tierra no podrán insertarse fusibles , interruptores o cualquier otro elemento de seccionamiento.

Cada sistema de puesta a tierra llevará un borne para la medida de la resistencia de tierra, situado en un punto fácilmente accesible.

Todos los empalmes y uniones deberán realizarse con medios de unión apropiados, que aseguren la permanencia de la unión y la protección contra la corrosión galvánica.

Los conductores de las líneas de tierra deben instalarse procurando que su recorrido sea lo más corto posible evitando trazados tortuosos y curvas de poco radio. Se preferirán los conductores desnudos instalados al exterior de forma visible.

Las líneas de puesta a tierra formarán una línea continua, en la que no podrán incluirse en serie las masas del centro. Siempre la conexión de las masas se efectuará por derivación.

La conexión al sistema de puesta a tierra de protección de las celdas con envolvente metálica se realizará mediante pletinas de cobre de 25 x 5 mm. conectadas en la parte posterior superior de las celdas formando un colector único

Cuando la alimentación a un centro se efectúe por medio de cables subterráneos provistos de cubiertas metálicas, se asegurará la continuidad de éstas por medio de un


163

conductor de cobre lo más corto posible, de sección no inferior a 50 mm². La cubierta metálica se unirá al sistema de puesta a tierra de protección de las masas.

La continuidad eléctrica entre un punto cualquiera de las masas y el conductor de puesta a tierra, en el punto de penetración en el suelo, satisfará la condición de que la resistencia eléctrica correspondiente sea inferior a 0,4 ohmios.

5.4.5. Pruebas reglamentarias

-La aparamenta eléctrica que compone la instalación deberá ser sometida a los diferentes ensayos de tipo y de serie que contemplen las normas UNE o recomendaciones UNESA conforme a las cuales esté fabricada.

-Asimismo, una vez ejecutada la instalación, se procederá, por parte de entidad acreditada por los organismos públicos competentes al efecto, a la medición reglamentaria de los siguientes valores:

- Resistencia de aislamiento de la instalación.

- Resistencia del sistema de puesta a tierra.

- Tensiones de paso y de contacto.

5.4.6. Puesta en servicio

• Se conectará primero los seccionadores de alta y a continuación el interruptor de media, dejando en vacío el transformador. Posteriormente, se conectará el interruptor general de baja, procediendo en último término a la maniobra de la red de baja tensión.

• Si al poner en servicio una línea se disparase el interruptor automático o hubiera fusión de cartuchos fusibles, antes de volver a conectar se reconocerá detenidamente la línea e instalaciones y, si se observase alguna irregularidad, se dará cuenta de modo inmediato a la empresa distribuidora de energía.

5.4.7. Puesta fuera de servicio

• Se procederá en orden inverso al determinado en apartado anterior, o sea, desconectando la red de baja tensión y separando después el interruptor de media y seccionadores.

5.4.8. Mantenimiento

• El mantenimiento consistirá en la limpieza, engrasado y verificado de los componentes fijos y móviles de todos aquellos elementos que fuese necesario.

• A fin de asegurar un buen contacto en las mordazas de los fusibles y cuchillas de los interruptores así como en las bornas de fijación de las líneas de alta y de baja tensión, la limpieza se efectuará con la debida frecuencia.


164

• La limpieza se hará sobre banqueta, con trapos perfectamente secos, y muy atentos a que el aislamiento que es necesario para garantizar la seguridad personal, sólo se consigue teniendo la banqueta en perfectas condiciones y sin apoyar en metales u otros materiales derivados a tierra.

• Si se tuviera que intervenir en la parte de línea comprendida entre la celda de entrada y seccionador aéreo exterior se avisará por escrito a la compañía distribuidora de energía eléctrica para que corte la corriente en la línea alimentadora, no comenzando los trabajos sin la conformidad de ésta, que no restablecerá el servicio hasta recibir, con las debidas garantías, notificación de que la línea de alta se encuentra en perfectas condiciones, para la garantizar la seguridad de personas y bienes.

• Deben humedecerse con frecuencia las tomas de tierra. Se vigilará el buen estado de los aparatos, y cuando se observase alguna anomalía en el funcionamiento del centro de transformación, se pondrá en conocimiento de la empresa distribuidora, para corregirla en acuerdo con ella.

• No se modificarán los fusibles y al cambiarlos se emplearán de las mismas características de resistencia y curva de fusión.

• No debe de sobrepasar los 60°C la temperatura del líquido refrigerante, en los aparatos que lo tuvieran, y cuando se precise cambiarlo se empleará de la misma calidad y características.

• Si el interruptor fuera automático, sus relés deben regularse por disparo instantáneo con sobrecarga proporcional a la potencia del transformador, según la clase de la instalación.


Ruben Bosque Eroles


Mediciones: Diseño de una central fotovoltaica de 100 kW en zona rural interconectada a la red eléctrica de M.T.



6. Mediciones

Autor del proyecto:




SEPTIEMBRE 2010


6.1. Medición de cap. INSTALACIÓN SOLAR ...................................................... 165

6.2. Medición de cap. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN ................................. 166

6.3. Medición de cap. LINEA SUBTERRANEA B.T. ............................................. 168

6.4. Medición de cap. LINEA SUBTERRANEA M.T. ............................................ 169

6.5. Medición de cap. LINEA AEREA M.T. ............................................................ 169

6.6. Medición de cap. VARIOS .................................................................................. 170


165

6.1. Medición de cap. INSTALACIÓN SOLAR 6.1.1.- EQUIPO SOLAR

6.1.1.1 Ud Modulo solar fotovoltaico tipo BRISBAN BS -185SSi -Monocristalino 185wp totalmente instalado sobre estructura metalic a

Total

ud ......:

560,000

6.1.1.2 Ud Inversor trifasico, Green Power PV -10, 10kw totalmente instalado

Total

ud ......:

10,000

6.1.2.- CABLES Y CANALIZACIONES

6.1.2.1 M. Circuito monofasico con Cable 6mm2 t ipo ZZ -F (AS) 1,8 kV DC, Cu, e iran instalados al aire sujetados en la estructura de lo s módulos con bridas unex.

Total

m. ......:

884,800

6.1.2.2 M. Circuito monofasico con Cable 10mm2 cu tipo XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8 kV DC, cu e irá instalado s al aire sobre canalización de rejilla metálica de 20 mm de ancho.

Total

m. ......:

21,000

6.1.2.3 M. Circuito monofasico con Cable 16mm2 cu tipo XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8 kV DC, cu e irá instalados al aire sobre canalización de rejilla metálic a de 20 mm de ancho.

Total

m. ......:

30,000

6.1.2.4 M. Circuito monofasico con Cable 25mm2 cu tipo XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8 kV DC, cu e irá instalados al aire sobre canalización de rejilla metálica de 20 mm de ancho.

Total

m. ......:

42,000

6.1.2.5 M. Circuito monofasico con Cable 35mm2 cu tipo XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8 kV DC, cu e irá instalados al aire sobre canalización de rejilla metálica de 20 mm de ancho.

Total

m. ......:

135,200

6.1.2.6 M. Conductor para toma d e tierra de los soportes metalicos de los modulos solares y para el inversor, de cobre de 16 mm2. de sección y aislamiento tipo W 750 V. Montado bajo tubo de PVC de 36 mm., i ncluyendo ángulos y accesorios de montaje.

Total

m. ......:

522,400

6.1.2.7 M. Derivación individual 3x6 mm2 para alimentacion de circuitos interiores del cuarto de inversores

Total

m. ......:

8,000


166

6.1.2.8

M. Circuito del cuarto de inversores, realizado con tu bo PVC corrugado de D=13/gp5, conductores de cobre rígido de 1,5 mm2, aislamiento VV 750 V., en sistema monofásico (fase y neutro), incluido p./p. de cajas de registro y regletas de conexión.

Total

m. ......:

14,000

6.1.2.9 M. Circuito del cuarto de inversores, realizado con tu bo PVC corrugado de D=16/gp5, conductores de cobre rígido de 2,5 mm2, a islamiento VV 750 V., en sistema monofásico (fase neutro y tierra), i ncluido p./p. de cajas de registro y regletas de conexión.

Total

m. ......:

6,000

6.1.3.- PROTECCIONES

6.1.3.1 Ud Protecciones en D.c. de la instalacion solar

Total

ud ......:

10,000

6.1.3.2 Ud Protecciones en A.c. de la instalacion solar

Total

ud ......:

1,000

6.2. Medición de cap. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN 6.2.1.- OBRA CIVIL

6.2.1.1 Ud Edificio de Transformación: PFU -5

Total

Ud ......:

1,000

6.2.2.- EQUIPO DE MEDIA TENSION

6.2.2.1 Ud Entrada / Salida 1: CGM.3 -L

Total

Ud ......:

1,000

6.2.2.3 Ud Protección General: CGM.3 -V

Total

Ud ......:

1,000

6.2.2.4 Ud Medida: CGM.3 -M

Total

Ud ......:

1,000


167

6.2.2.5

Ud Puentes MT Transformador 1: Cables MT 18/30 kV

Total

Ud ......:

1,000

6.2.3.- TRANSFORMADOR

6.2.3.1 Ud Transformador 1: Transformador aceite 36 kV

Total

Ud ......:

1,000

6.2.4.- EQUIPO DE BAJA TENSION

6.2.4.1 Ud Puentes BT - B2 Transformador 1: Puentes transformador -cuadro

Total

Ud ......:

1,000

6.2.4.2 Ud Cuadros BT - B2 Transformador 1: Interruptor en carga + Fusibles

Total

Ud ......:

1,000

6.2.4.3 Ud Equipo de Medida de Energía: Equipo de medida

Total

Ud ......:

1,000

6.2.5.- RED DE TIERRAS

6.2.5.1 Ud Tierras Exteriores Prot Transformación : Anillo rectangular

Total

Ud ......:

1,000

6.2.5.2 Ud Tierras Exteriores Serv Transformación: Picas aline adas

Total

Ud ......:

1,000

6.2.5.3 Ud Tierras Interiores Prot Transformación: Instalación interior tierras

Total

Ud ......:

1,000

6.2.5.4 Ud Tierras Interiores Serv Transformación: Instalación interior tierras

Total

Ud ......:

1,000

6.2.6.- VARIOS

6.2.6.1 Ud Defensa de Transformador 1: Protección física trans formador

Total

Ud ......:

1,000


168

6.2.6.2

Ud Iluminación Edificio de Transformación: Equipo de i luminación

Total

Ud ......:

1,000

6.2.6.3 Ud Maniobra de Transformación: Equipo de seguridad y m aniobra

Total

Ud ......:

1,000

6.3. Medición de cap. LINEA SUBTERRANEA B.T.

6.3.1.- OBRA CIVIL

6.3.1.1 Ml. Las dimensiones de la zanja serán 0,4x0,7 m, realiz ada en terreno arenoso

Total

ml. ......:

84,000

6.3.2.- INSTALACION ELECTRICA

6.3.2.1 M. Línea de distribución en baja ten sión, realizada con cables conductores de 3x240+1x150 mm2 Al. RV 0,6/1 kV., en instalación subterránea en zanja de dimensiones mínimas 45 cm. de ancho y 70 c m. de profundidad, incluyendo excavación de zanja, asiento con 10 cm. de arena de río, montaje de cables conductores, relleno con una capa de 15 cm. de arena de río, instalación de placa cubrecables para prote cción mecánica, relleno con tierra procedente de la excavación de 2 5 cm. de espesor, apisonada con medios manuales, colocación de cinta de señali zación, sin reposición de acera; incluso suministro y montaje d e cables conductores, con parte proporcional de empalmes para cable, reti rada y transporte a vertedero de los productos sobrantes de la excavaci ón, y pruebas de rigidez dieléctrica, totalmente instalada, transporte, montaje y conexionado.

Total

m. ......:

98,000

6.3.2.2 Ml. Canalización para red eléctrica en media tensión , compuesta por un tubos de doble pared D= 160 mm, colocados en fondo de zanja

Total

ml. ......:

84,000

6.3.2.3 M. CIRCUITO TRIF. COND. Cu 6 mm2, dispuesto desde la s alida de inversores hasta embarrado b.t.

Total

m. ......:

6,000

6.3.2.4 Ud Módulo de embarrado, homologado por la compañía sum inistradora, totalmente instalado, incluyendo pletinas de cobre.

Total

ud ......:

1,000


169

6.4. Medición de cap. LINEA SUBTERRANEA M.T. 6.4.1.- OBRA CIVIL

6.4.1.1 Ml. Las dimensiones de la zanja serán 0,4x0,9 m realiza da en terreno arenoso

Total

ml. ......:

18,000


6.4.2.1 Ml. Red eléctrica de media tensión enterrada , realizad a con cables conductores de 3(1x240)Al. 12/20 kV., con aislamien to de dieléctrico seco, formados por: conductor de aluminio compacto de sec ción circular, pantalla sobre el conductor de mezcla semiconductora, aislam iento de etileno- propileno (EPR), pantalla sobre el aislamiento de m ezcla semiconductora pelable no metálica asociada a una c orona de alambre y contraespira de cobre y cubierta termoplástica a ba se de poliolefina

Total

ml. ......:

30,000

6.4.2.2 Ml. Tubo acero para instalacion al aire Ø 110 mm, sujet ado mediante grapas dispuestas en el apoyo aereo, incluye capuchon para evitar entrada de agua

Total

ml. ......:

2,500

6.4.2.3 Ml. Canalización para red eléctrica en media tensión , compuesta por un tubos de doble pared D= 160 mm, colocados en fondo de zanja

Total

ml. ......:

18,000

6.5. Medición de cap. LINEA AEREA M.T. 6.5.1.- OBRA CIVIL

6.5.1.1 M3. Cimentacio n del apoyo de fin de linea mediante hormigon compa cto HA -25/B/40/IIa

Total

m3. ......:

1,680


6.5.2.1 Ud Derivación de L.A.M.T. mediante aislamiento 25 Kv -/U70Bs, incluso conexionado.

Total

ud ......:

1,000

6.5.2.2 Ud Apoyo final de línea aérea C2000 -10 de M.T. de 15/20 kV. formado por apoyo metálico galvanizado C12- 2000 armado e izado, cruceta metálica galvanizada montaje I reforzado, armada y montada e n apoyo, cadena de aisladores de anclaje c on 3 elementos de aislamiento, electrodos de toma de tierra con conexión cable Cu de 35 mm2., incluso apertura de pozo en terreno de consistencia media, hormigonado y transp orte.

Total

ud ......:

1,000


170

6.5.2.3 Ud Entronque para paso de red aérea a red subterránea en media tensión (25 kV), formado por: 1 interruptor- seccionador, con mando por estibo de 36kv, 3 juegos de pararrayos (autoválvulas) de óxid os metálicos para 30 kV de tension asignada, para protección de sobreten siones de origen atmosférico, 3 terminales exteriores de intemperie pa ra cable de 12/20 kV., ; puesta a tierra de los pararrayos y de las p antallas de los cables. Totalmente instalado.

Total

ud ......:

1,000

6.5.2.4 Km Línea aérea de M.T. con conductor de LA -56, incluyendo tendido, tensado y retencionado.

Total

km ......:

0,018

6.6. Medición de cap. VARIOS 6.6.1 Ud Conjunto de ensallos necesarios para la correcta pu esta en marcha de la

instalacion proyectada incluso pruevas de ajuste,et c..

Total ud ......: 1,000

6.6.2 Ud Aplicacion del estudio basico de seguridad y salud en la instalacion

Total ud ......: 1,000

6.6.3 Ud Puesta en marcha de la instalacion

Total ud ......: 1,000

6.6.4 Ud Tramites y legalizacion de la instalacion

Total ud ......: 1,000




Presupuesto: Diseño de una central fotovoltaica de 100 kW en zona rural interconectada a la red eléctrica de M.T.



7. Presupuesto

Autor del proyecto:




SEPTIEMBRE 2010


7.1. Cuadro de materiales .......................................................................................... 171 7.2. Cuadro de mano de obra .................................................................................... 175 7.3. Cuadro de maquinaria ........................................................................................ 176 7.4. Cuadro de descompuestos ................................................................................... 176 7.5. Listado presupuesto ............................................................................................. 186 7.6. Hoja resumen ....................................................................................................... 191


171

7.1. Cuadro de materiales Num. Codigo Denominacion material Precio Cantidad Total

1 P23FE1000 Inversor trifasico, Green Power PV-10 Entrada DC Rango de tensiones MPPT [V]425-800 Máxima tensión [V]900 Máxima corriente [A]25 Máxima pot. Fv recomend. [kWp] 12 Salida AC Tensión [V]3x400 Potencia nominal [kW]10 Intensidad máxima [A]17,5 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Anchura [mm]550 Profundidad [mm]250 Altura [mm]650 Peso [kg]80

4.988,00 10,000 ud 49.880,00

2 P15AH270 Apoyo met.galv. 10C-2000

746,00 1,000 ud 746,00

3 P23FE100 Modulo solar fotovoltaico tipo BRISBAN BS-185SSi -Monocristalino CARACTERÍSTICAS ELECTRICAS Potencia Pico [W] 185 Tolerancia Potencia [%] 3 Voltaje a circuito abierto [V] 44,88 Corriente a cortocircuito [A] 5,48 Voltaje a potencia máxima [V] 36,45 Corriente a potencia máxima [A] 5,08 CÉLULAS Tipos de células Silicio monocristalino Número de células 72 serie CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Longitud [mm] 1580 Anchura [mm] 808 Espesor [mm] 35 Peso [Kg] 17

312,65 560,000 ud 175.084,00

4 P16AF250 Cruceta de derivacion 1,5 m

299,71 1,000 ud 299,71

5 P15AC110 Interruptor-

seccionador trifasico, con mando por estribo 36kv

226,33 1,000 ud 226,33


172

6 P23FA0100 interruptor automático seccionador 4P de 200 A curva C, poder de corte 15 kA, para labores de descon exion de la instalacion solar desde dentro del c.t.

210,00 1,000 ud 210,00

7 P15AC120 Terminal intemp. cable 12/20 kV

147,43 3,000 ud 442,29

8 P18CA070 Cruceta montaje I reforzado

133,88 1,000 ud 133,88

9 P15AC100 Pararrayos (Autoválv.) 30 kV

111,00 3,000 ud 333,00

10 P23FA010 interruptor automático seccionador 4P de 100 A curva C, poder de corte 15 kA,Para proteger la línea subterránea de BT

110,00 2,000 ud 220,00

11 P15FD010 Interr.auto.difer. 3x25 A 30mA

95,45 10,000 ud 954,50

12 P01DW050 Interr.auto.difer. 2x25 A 30mA

81,00 3,000 ud 243,00

13 P15DD010 Módulo embarrado 79,95 1,000 ud 79,95

14 P15AH425 Cadena aisladores 3 elem.

52,46 3,000 ud 157,38

15 P23FD010 estructura fija a un angulo de 35º y anclado en cubierta mediante un tornillo autoroscante a la parte superior de las correas de la nave, de las características suficientes para aguantar las sobrecargas calculadas debidas al viento de 140 km/h

52,00 560,000 ud 29.120,00

16 P01HC390 Hormigón HA-25/B/40/IIa central

51,34 1,848 m3 94,88

17 P01CL030 PIA (III) 16 A, 15kA 32,00 10,000 ud 320,00

18 P15FE020 PIA (I+N) 16 A, 15 kA 25,88 3,000 ud 77,64

19 P15FB010 Arm. puerta opaca 12 mód.

25,70 2,000 ud 51,40

20 P15FE010 PIA (I+N) 10 A, 15kA 25,41 3,000 ud 76,23

21 P15EA040 cable flexible cu, de sección 25 mm2, para la conexeion a tierra de los terminales de las autovalvulas unidos con las pantallas metálicas de los cables m.t.

13,25 11,000 m. 145,75

22 P15AC040 Cond. 1x240 Al-RHZ1 12/20 kV

12,77 30,000 m. 383,10

23 P15EA010 Pica de t.t. 200/14,3 mm Fe+Cu

12,50 4,000 ud 50,00

24 P17FE050 Tubo acero de Ø 110 mm

11,72 2,500 m. 29,30

25 P15AG040 tubo de doble pared “ASAFLEX” de la casa URALITA D=160 mm.

9,23 102,000 m. 941,46

26 P15EB020 Conduc. cobre desnudo 50 mm2

8,21 20,000 m. 164,20

27 P15AH550 Aislador U-70BS 8,20 3,000 ud 24,60


173

28 P15AL040 Cond.aisla. RV 0,6/1 kV 240 mm2 Al

7,49 294,000 m. 2.202,06

29 P15AH200 Placa cubrecables para

proteccion mecanica del tubo a 0,25 m del lecho de la zanja b.t.

5,33 102,000 m. 543,66

30 P15AL030 Cond.aisla.RV 0,6-1kV 150 mm2 Al

4,91 98,000 m. 481,18

31 P15AC085 Cond. LA-56 4,50 10,530 kg 47,39

32 P15AH580 Grapas de amarre 2,89 3,000 ud 8,67

33 P15AH570 Horquillas de bola HBU-16 P

2,25 3,000 ud 6,75

34 P15CA020 Caja protec. fusib 2,20 10,000 ud 22,00

35 P15AH560 Rótulas R-16-17-P 2,09 3,000 ud 6,27

36 P15GD020 Tubo PVC ríg. para der.ind. D=32

1,57 8,000 m. 12,56

37 P03AC200 Acero corrugado B 500 S

1,51 72,576 kg 109,59

38 P15AH590 Puentes LA-56 1,35 3,000 ud 4,05

39 P03AA020 Alambre atar 1,30 mm. 1,20 0,336 kg 0,40

40 P15CA010 fusibles tipo gG normalizados de 10 A con un poder de corte de 20kA. Se instalaran en cada polo, y actúaran también como protección contra sobrecargas.

1,10 20,000 ud 22,00

41 P01DW090 Pequeño material 0,71 945,150 ud 671,06

42 P15GA0400 Cable 10mm2 cu tipo XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8 kV DC, cu Las características del cable son: Conductor: Cobre Clase 5 para servicio fijo (-k) Aislamiento: Polietilenio Reticulado XLPE (X) Asiento de Armadura: Poliolefina libre de halógenos (Z1) Armadura: Fleje corrugado de AL (FA3) Cubierta: Elastómero termoestable libre de halógenos (Z). Color Negro Norma: AENOR EA 0038

0,65 42,000 m. 27,30


174


0,65 60,000 m. 39,00


0,65 84,000 m. 54,60


0,65 270,400 m. 175,76


175

46 P15GA040 Cable 6mm2 tipo ZZ-F (AS) 1,8 kV DC, Cu Las características del cable son: Conductor: Cobre estañado clase 5 (-F) Aislamiento: Elastómero termoestable libre de halógenos (Z) Cubierta: Elastómero termoestable libre de halógenos (Z) Norma: TÜV 2 Pfg 1169/08.2007

0,55 1.769,600 m. 973,28

47 P15GB030 rejilla metal. 20mm 0,40 234,200 m. 93,68

48 P24OS040 6mm2 H07V 450/750 V cu 0,35 24,000 m. 8,40

49 P20MN020 Conductor 6mm2 tipo RV-K 0,6/1 kV, Cu,

0,34 18,000 m. 6,12

50 P15GA060 Cond. 750 V 16 mm2 Cu 0,30 522,400 m. 156,72

51 P15GA020 Cond. 750 V 2,5 mm2 Cu 0,20 18,000 m. 3,60

52 P15AH010 Cinta señalizadora, colocada entre 0,10 y 0,20 m por debajo de la rasante del terreno, que advierta la existencia de cables eléctricos.

0,18 102,000 m. 18,36

53 P15GA010 Cond. 750 V 1,5 mm2 Cu 0,13 42,000 m. 5,46

54 P15GB020 Tubo PVC p.estruc.D=20 mm.

0,13 6,000 m. 0,78

55 P15GB010 Tubo PVC p.estruc.D=16 mm.

0,10 14,000 m. 1,40

Total materiales: 266.190,70

7.2. Cuadro de mano de obra Num. Codigo Denominacion material Precio Cantidad Total

1 O01OB230 Empleado tecnico

titulado 82,00 27,000 h. 2.214,00

2 O01OB200 Oficial 1ª Electricista

18,00 126,400 h. 2.275,20

3 O01OB210 Oficial 2ª Electricista

16,50 112,280 h. 1.852,62

4 O01OA070 Peón ordinario 16,50 21,751 h. 358,89

5 O01OA030 Oficial primera 10,71 0,437 h. 4,68

6 O01OB220 Ayudante-Electricista 10,56 3,720 h. 39,28

7 O01OB040 Ayudante- Ferrallista 10,40 0,672 h. 6,99

Total mano de obra: 6.751,66


176

7.3. Cuadro de maquinaria Num. Codigo Denominacion material Precio Cantidad Total

1 M02GE010 Grúa telescópica

autoprop. 20 t. 61,10 2,000 h. 122,20

2 M05EN040 Excav.hidr.neumáticos 144 CV

45,58 0,470 h. 21,42

3 M05RN020 Retrocargadora neum. 75 CV

45,00 5,243 h. 235,94

4 M07N060 Camion de tierra a vertedero

33,00 0,840 h. 27,72

5 M07CB030 Camión basculante 6x4 20 t.

32,36 0,269 h. 8,70

6 M10HV220 Vibrador hormigón gasolina 75 mm

2,25 0,437 h. 0,98

Total maquinaria: 416,96

7.4. Cuadro de descompuestos Num. Codigo Ud Descripcion Total

1 INSTALACION SOLAR

1.1 EQUIPO SOLAR

1.1.1 E26FBH010 ud Modulo solar fotovoltaico tipo BRISBAN BS -185SSi -Monocristalino 185wp totalmente instalado sobre estructura metalic a

O01OB200 0,020 h. Oficial 1ª Electricista 18,00 0,36


P23FE100 1,000 ud BRISBAN BS-185S, 185Wp de Si-Monocristalino

312,65 312,65

P23FD010 1,000 ud Estructura para mod. solar fovoltaico 52,00 52,00

3,000 % Costes indirectos 365,34 10,96

Precio total por ud . 376,30

1.1.2 E26FBH0100 ud Inversor trifasico, Green Power PV -10, 10kw to talmente instalado


P23FE1000 1,000 ud Inversor trifasico, Green Power PV-10 4.988,00 4.988,00

3,000 % Costes indirectos 4.988,36 149,65

Precio total por ud . 5.138,01

1.2 CABLES Y CANALIZACIONES

1.2.1 E15CM04000 m. Circuito monofasico con Cable 6mm2 tipo ZZ -F (AS) 1,8 kV DC, Cu, e iran instalados al aire sujetados en la estructura de los módulos con bridas unex.



P15GA040 2,000 m. 6mm2 ZZ-F (AS) 1,8 kV DC, Cu 0,55 1,10

P01DW090 0,100 ud Pequeño material 0,71 0,07


Precio total por m. . 1,92


177

1.2.2 E15CM04001 m. Circuito monofasico con Cable 10mm2 cu tipo XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8 kV DC, cu e irá instalados al aire sobre canalizaci ón de rejilla metálica de 20 mm de ancho.



P15GA0400 2,000 m. 10 mm2 tipo XZ1 FA 3Z-k(AS) 1,8 kV D.C. 0,65 1,30

P15GB030 1,000 m. rejilla metal. 20mm 0,40 0,40




















1.2.5 E15CM04004 m. Circuito monofasico con Cable 35mm2 cu tipo XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8 kV DC, cu e irá instalados al aire sobre canalizaci ón de rejilla metálic a de 20 mm de ancho.








1.2.6 E15CT060 m. Conductor para toma de tierra de los soportes metal icos de los modulos solares y para el inversor, de c obre de 16 mm2. de sección y aislamiento tipo W 750 V. Montado bajo tubo de PVC de 36 mm., incluyendo ángulos y accesorios de montaje.



178


P15GA060 1,000 m. Cond. 750 V 16 mm2 Cu 0,30 0,30




1.2.7 E15I010 m. Derivación individual 3x6 mm2 para alimentacion de circuitos interiores del cuarto de inversores



P24OS040 3,000 m. 6mm2 H07V 450/750 V cu 0,35 1,05

P15GD020 1,000 m. Tubo PVC ríg. para der.ind. D=32 1,57 1,57




1.2.8 E15CM010 m. Circuito del cuarto de inversores, realizado con tu bo PVC corrugado de D=13/gp5, conductore s de cobre rígido de 1,5 mm2, aislamiento VV 750 V., en sistema monofásico (fase y neutro), i ncluido p./p. de cajas de registro y regletas de conexión.



P15GB010 1,000 m. Tubo PVC p.estruc.D=16 mm. 0,10 0,10

P15GA010 3,000 m. Cond. 750 V 1,5 mm2 Cu 0,13 0,39




1.2.9 E15CM020 m. Circuito del cuarto de inversores, realizado con tu bo PVC corrugado de D=16/gp5, conductores de cobre rígido de 2,5 mm2 , aislamiento VV 750 V., en sistema monofásico (fase neutro y tie rra), incluido p./p. de cajas de registro y regletas de conexión.



P15GB020 1,000 m. Tubo PVC p.estruc.D=20 mm. 0,13 0,13

P15GA020 3,000 m. Cond. 750 V 2,5 mm2 Cu 0,20 0,60




1.3 PROTECCIONES

1.3.1 E15GP010 ud Protecciones en D.c. de la instalacion solar


P15CA020 1,000 ud Caja protec. fusib 2,20 2,20

P15CA010 2,000 ud fusible tipo gG 10 A , poder de corte 20kA 1,10 2,20




179

Precio total por ud . 5,63

1.3.2 E15SI010 ud Protecciones en A.c. de la instalacion solar


P15FB010 2,000 ud Arm. puerta opaca 12 mód. 25,70 51,40

P15FD010 10,000 ud Interr.auto.difer. 3x25 A 30mA 95,45 954,50

P01DW050 3,000 ud Interr.auto.difer. 2x25 A 30mA 81,00 243,00

P01CL030 10,000 ud PIA (III) 16 A, 15kA 32,00 320,00

P15FE020 3,000 ud PIA (I+N) 16 A, 15 kA 25,88 77,64

P15FE010 3,000 ud PIA (I+N) 10 A, 15kA 25,41 76,23

P23FA0100 1,000 ud interruptor automático seccionador 4P de 200 A curva C, poder de corte 15 kA,

210,00 210,00

P23FA010 2,000 ud interruptor magnetotermico general, 4p de 100 A curva C, poder de corte 15 kA

110,00 220,00



Precio total por ud . 2.403,48

Num. Codigo Ud Descripcion Total

2 CENTRO DE TRANSFORMACION

2.1 OBRA CIVIL

2.1.1 011 Ud Edificio de Transformación: PFU -5

Sin descomposición 18.000,00


Precio total redondeado por Ud . 18.540,00

2.2 EQUIPO DE MEDIA TENSION

2.2.1 021 Ud Entrada / Salida 1: CGM.3 -L



Precio total redondeado por Ud . 9.167,00 2.2.3 023 Ud Protección General: CGM.3 -V



Precio total redonde ado por Ud . 21.604,25

2.2.4 024 Ud Medida: CGM.3 -M





180

2.2.5 025 Ud Puentes MT Transformador 1: Cables MT 18/30 kV




2.3 TRANSFORMADOR

2.3.1 031 Ud Transformador 1: Transformador aceite 36 kV




2.4 EQUIPO DE BAJA TENSION

2.4.1 041 Ud Puentes BT - B2 Transformador 1: Puentes transformador -cuadro

Sin descomposición 900,00


Precio total redondeado por Ud . 927,00

2.4.2 042 Ud Cuadros BT - B2 Transformador 1: Interruptor en carga + Fusibles




2.4.3 043 Ud Equipo de Medida de Energía: Equipo de medida




2.5 RED DE TIERRAS

2.5.1 051 Ud Tierras Exteriores Prot Transformación: Anillo rect angular




2.5.2 052 Ud Tierras Exteriores Serv Transformación: Picas aline adas




2.5.3 053 Ud Tierras Interiores Prot Transformación: Instalación interior tierras





181

2.5.4 054 Ud Tierras Interiores Serv Transformación: Instalación interior tierras




2.6 VARIOS

2.6.1 061 Ud Defensa de Transformador 1: Protección física trans formador




2.6.2 062 Ud Iluminación Edificio de Transformación: Equipo de i luminación




2.6.3 063 Ud Maniobra de Transformación: Equipo de seguridad y m aniobra





3 LINEA SUBTERRANEA B.T.

3.1 OBRA CIVIL

3.1.1 E17AL02001 ml. Las dimensiones de la zanja serán 0,4x0,7 m, realiz ada en terreno arenoso



E02EZM010 0,350 m3 EXC.ZANJA A MÁQUINA T. DISGREG. 6,96 2,44

E02ESZ060 0,300 m3 RELL.TIERR.ZANJA MANO S/APORT 8,25 2,48

P15AH200 1,000 m. Placa cubrecables 5,33 5,33

P15AH010 1,000 m. Cinta señalizadora 0,18 0,18



Precio total redondeado por ml. . 12,90


182

3.2 INSTALACION ELECTRICA

3.2.1 E18CAA040 m. Línea de distribución en baja tensión, realizada con cables conductores de 3x240+1x150 mm2 Al. RV 0,6/1 kV., en instalación subterránea en zanja de dimensiones mínimas 45 cm. de ancho y 70 cm. de profundidad, incluyendo excavación de zanja, asiento con 10 cm. de arena de río, montaje de cable s conductores, relleno con una capa de 15 cm. de arena de río, instalación de plac a cubrecables para protección mecánica, relleno con tierra procedente de la excavación de 25 cm. de espesor, apisonada con medios manuales , colocación de cinta de señalizació n, sin reposición de acera; incluso suministro y montaje de cables conductores, con parte proporci onal de empalmes para cable, retirada y transporte a verted ero de los productos sobrantes de la excavación, y pruebas de rigidez dieléctrica, totalmente instalada, transporte, mont aje y conexionado.



P15AL040 3,000 m. Cond.aisla. RV 0,6/1 kV 240 mm2 Al 7,49 22,47

P15AL030 1,000 m. Cond.aisla.RV 0,6-1kV 150 mm2 Al 4,91 4,91


Precio total redondeado por m. . 31,75

3.2.2 E17AC030 ml. Canalización para red eléctrica en media tensión , compuesta por un tubos de doble pared D= 160 mm, colocados en fondo de zanja



P15AG040 1,000 m. Tubo corrugado doble pared D=160 mm. 9,23 9,23




3.2.3 E15CT040 m. CIRCUITO TRIF. COND. Cu 6 mm2, dispuesto desde la s alida de inversores hasta embarrado b.t.




P20MN020 3,000 m. Conductor 6mm2 tipo RV-K 0,6/1 kV, Cu, 0,34 1,02



Precio total redondeado por m. . 9,30

3.2.4 E15NV010 ud Módulo de embarrado, homologado por la compañía sum inistradora, totalmente instalado, incluyendo pletinas de cobre.


O01OB220 0,450 h. Ayudante-Electricista 10,56 4,75

P15DD010 1,000 ud Módulo embarrado 79,95 79,95



Precio total redondeado por ud . 96,32


183


4 LINEA SUBTERRANEA M.T.

4.1 OBRA CIVIL

4.1.1 E17AL020 ml. Las dimensiones de la zanja serán 0,4x0,9 m realiza da en terreno arenoso



E02EZM010 0,660 m3 EXC.ZANJA A MÁQUINA T. DISGREG. 6,96 4,59

E02ESZ060 0,600 m3 RELL.TIERR.ZANJA MANO S/APORT 8,25 4,95

P15AH200 1,000 m. Placa cubrecables 5,33 5,33

P15AH010 1,000 m. Cinta señalizadora 0,18 0,18





4.2.1 E17AL0200 ml. Red eléctrica de media tensión enterra da , realizada con cables conductores de 3(1x240)Al. 12/20 kV., con aislamien to de dieléctrico seco, formados por: conductor de aluminio compacto de sección circular, pantalla sobre el conductor de mezcla sem iconductora, aislamiento de etileno-propileno (E PR), pantalla sobre el aislamiento de mezcla semiconductora pelable no metálica asocia da a una corona de alambre y contraespira de cobre y cubiert a termoplástica a base de poliolefina



P15AC040 1,000 m. Cond. 1x240 Al-RHZ1 12/20 kV 12,77 12,77



4.2.2 E17AC020 ml. Tubo acero para instalacion al aire Ø 110 mm, sujetado mediante grapas dispuestas en el apoyo aereo, incluye capuch on para evitar entrada de agua



P17FE050 1,000 m. Tubo acero de Ø 110 mm 11,72 11,72




4.2.3 E17AC030 ml. Canalización para red eléctrica en media tensión , compuesta por u n tubos de doble pared D= 160 mm, colocados en fondo de zanja



P15AG040 1,000 m. Tubo corrugado doble pared D=160 mm. 9,23 9,23





184


5 LINEA AEREA M.T.

5.1 OBRA CIVIL

5.1.1 E17AL02000 m3. Cimentaci on del apoyo de fin de linea mediante hormigon comp acto HA-25/B/40/IIa



E02EPW040 1,000 m3 EXC.POZOS MEC.CARGA/TRANS T.D 36,59 36,59

E04CA020 1,000 m3 H.ARM. HA-25/B/40/IIa CIM. V.MANUAL 133,73 133,73



Precio total redondeado por m3. . 177,58


5.2.1 E17AL070 ud Derivación de L.A.M.T. mediante aislamiento 25 Kv -/U70Bs, incluso conexionado.



P16AF250 1,000 ud Cruceta de derivacion 1,5 m 299,71 299,71

P15AH550 3,000 ud Aislador U-70BS 8,20 24,60

P15AH560 3,000 ud Rótulas R-16-17-P 2,09 6,27

P15AH570 3,000 ud Horquillas de bola HBU-16 P 2,25 6,75

P15AH580 3,000 ud Grapas de amarre 2,89 8,67

P15AH590 3,000 ud Puentes LA-56 1,35 4,05




5.2.2 E17AL110 ud Apoyo final de línea aérea C2000 -10 de M.T. de 15/20 kV. formado por apoyo metálico galvanizado C12- 2000 armado e izado, cruceta metálica galvanizada montaje I reforzado, armada y montada en apoyo, cadena de aisladores de anclaje con 3 elemen tos de aislamiento, electrodos de toma de tierra con conex ión cable Cu de 35 mm2., incluso ap ertura de pozo en terreno de consistencia media, hormigonado y transporte.



P15AH270 1,000 ud Apoyo met.galv. 10C-2000 746,00 746,00

P18CA070 1,000 ud Cruceta montaje I reforzado 133,88 133,88

P15AH425 3,000 ud Cadena aisladores 3 elem. 52,46 157,38

P15EA040 11,000 m. Electrodo tt.c/conexión Cu 25mm2 13,25 145,75

M02GE010 2,000 h. Grúa telescópica autoprop. 20 t. 61,10 122,20


Precio total redondeado por ud . 1.432,62


185

5.2.3 E17AC010 ud Entronque para paso de red aérea a red subterránea en media tensión (25 kV), formado por: 1 interruptor- seccionador, con mando por estib o de 36kv, 3 juegos de pararrayos (autoválvulas) de óxidos metálicos para 30 kV de tension asignada, para prot ección de sobretensiones de origen atmosférico, 3 terminales exteriores de intemperie para cable de 12/20 kV., ; puesta a tier ra de los pararrayos y de las pantallas de los cables. Totalmente instal ado.



P15EA010 4,000 ud Pica de t.t. 200/14,3 mm Fe+Cu 12,50 50,00

P15EB020 20,000 m. Conduc. cobre desnudo 50 mm2 8,21 164,20

P15AC100 3,000 ud Pararrayos (Autoválv.) 30 kV 111,00 333,00

P15AC110 1,000 ud Interruptor-seccionador trifasico, con mando por estribo 36kv

226,33 226,33

P15AC120 3,000 ud Terminal intemp. cable 12/20 kV 147,43 442,29



Precio total redondeado por ud . 1.698,46

5.2.4 E17AL200 km Línea aérea de M.T. con conductor de LA -56, incluyendo tendi do, tensado y retencionado.



P15AC085 585,000 kg Cond. LA-56 4,50 2.632,50



Precio total redondeado por km . 3.163,70


6 VARIOS

6.1 E25AA010 ud Conjunto de ensallos necesarios para la correcta pu esta en marcha de la instalacion proyectada incluso pruevas de aju ste,etc..

O01OB230 10,000 h. Empleado tecnico 82,00 820,00

%0000.003 3,000 % Medios auxiliares.(s/total) 820,00 24,60



6.2 E28PA080 ud Aplicacion del estudio basico de seguridad y salud en la instalacion




Preci o total redondeado por ud . 608,96

6.3 E28PA110 ud Puesta en marcha de la instalacion






186

6.4 E28PA120 ud Tramites y legalizacion de la instalacion





7.5. Listado presupuesto INSTALACION SOLAR Num. Codigo Ud Descripcion Cantidad Precio(€) Total(€)

1.1 EQUIPO SOLAR

1.1.1 E26FBH010

ud Modulo solar fotovoltaico tipo BRISBAN BS-185SSi -Monocristalino 185wp totalmente instalado sobre estructura metalica

560,000 376,30 210.728,00

1.1.2 E26FBH0100

ud Inversor trifasico, Green Power PV-10, 10kw totalmente instalado 10,000 5.138,01 51.380,10

1.2 CABLES Y CANALIZACIONES

1.2.1 E15CM04000

m. Circuito monofasico con Cable 6mm2 tipo ZZ-F (AS) 1,8 kV DC, Cu, e iran instalados al aire sujetados en la estructura de los módulos con bridas unex.

884,800 1,92 1.698,82

1.2.2 E15CM04001

m. Circuito monofasico con Cable 10mm2 cu tipo XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8 kV DC, cu e irá instalados al aire sobre canalización de rejilla metálica de 20 mm de ancho.

21,000 2,53 53,13

1.2.3 E15CM04002


30,000 2,53 75,90

1.2.4 E15CM04003


42,000 2,53 106,26

1.2.5 E15CM04004


135,200 2,53 342,06

1.2.6 E15CT060

m. Conductor para toma de tierra de los soportes metalicos de los modulos solares y para el inversor, de cobre de 16 mm2. de sección y aislamiento tipo W 750 V. Montado bajo tubo de PVC de 36 mm., incluyendo ángulos y accesorios de montaje.

522,400 1,75 914,20

1.2.7 E15I010

m. Derivación individual 3x6 mm2 para alimentacion de circuitos interiores del cuarto de inversores

8,000 12,32 98,56

1.2.8 E15CM010

m. Circuito del cuarto de inversores, realizado con tubo PVC corrugado de D=13/gp5, conductores de cobre rígido de 1,5 mm2, aislamiento VV 750 V., en sistema monofásico (fase y neutro), incluido p./p. de cajas de registro y regletas de conexión.

14,000 6,57 91,98


187

1.2.9 E15CM020

m. Circuito del cuarto de inversores, realizado con tubo PVC corrugado de D=16/gp5, conductores de cobre rígido de 2,5 mm2, aislamiento VV 750 V., en sistema monofásico (fase neutro y tierra), incluido p./p. de cajas de registro y regletas de conexión.

6,000 6,82 40,92

1.3 PROTECCIONES

1.3.1 E15GP010

ud Protecciones en D.c. de la instalacion solar 10,000 5,63 56,30

1.3.2 E15SI010

ud Protecciones en A.c. de la instalacion solar 1,000 2.403,48 2.403,48

Total presupuesto parcial nº 1 INSTALACION SOLAR : 267.989,71

CENTRO DE TRANSFORMACION Num. Codigo Ud Descripcion Cantidad Precio(€) Total(€)

2.1 OBRA CIVIL

2.1.1 011

Ud Edificio de Transformación: PFU-5 1,000 18.540,00 18.540,00

2.2 EQUIPO DE MEDIA TENSION

2.2.1 021

Ud Entrada / Salida 1: CGM.3-L 1,000 9.167,00 9.167,00

2.2.3 023

Ud Protección General: CGM.3-V 1,000 21,604,25 21,604,25

2.2.4 024

Ud Medida: CGM.3-M 1,000 4.866,75 4.866,75

2.2.5 025

Ud Puentes MT Transformador 1: Cables MT 18/30 kV 1,000 1.287,50 1.287,50

2.3 TRANSFORMADOR

2.3.1 031

Ud Transformador 1: Transformador aceite 36 kV 1,000 8.626,25 8.626,25

2.4 EQUIPO DE BAJA TENSION

2.4.1 041

Ud Puentes BT - B2 Transformador 1: Puentes transformador-cuadro 1,000 927,00 927,00

2.4.2 042

Ud Cuadros BT - B2 Transformador 1: Interruptor en carga + Fusibles 1,000 647,87 647,87

2.4.3 043

Ud Equipo de Medida de Energía: Equipo de medida 1,000 2.832,50 2.832,50

2.5 RED DE TIERRAS

2.5.1 051

Ud Tierras Exteriores Prot Transformación: Anillo rectangular 1,000 1.323,55 1.323,55

2.5.2 052

Ud Tierras Exteriores Serv Transformación: Picas alineadas 1,000 648,90 648,90

2.5.3 053

Ud Tierras Interiores Prot Transformación: Instalación interior tierras 1,000 952,75 952,75

2.5.4 054

Ud Tierras Interiores Serv Transformación: Instalación interior tierras 1,000 952,75 952,75

2.6 VARIOS

2.6.1 061

Ud Defensa de Transformador 1: Protección física transformador 1,000 291,49 291,49


188

2.6.2 062

Ud Iluminación Edificio de Transformación: Equipo de iluminación 1,000 618,00 618,00

2.6.3 063

Ud Maniobra de Transformación: Equipo de seguridad y maniobra 1,000 721,00 721,00

Total presupuesto parcial nº 2 CENTRO DE TRANSFORMAC ION : 74.007,56

LINEA SUBTERRANEA B.T. Num. Codigo Ud Descripcion Cantidad Precio(€) Total(€)

3.1 OBRA CIVIL

3.1.1 E17AL02001

ml. Las dimensiones de la zanja serán 0,4x0,7 m, realizada en terreno arenoso 84,000 12,90 1.083,60


3.2.1 E18CAA040

m. Línea de distribución en baja tensión, realizada con cables conductores de 3x240+1x150 mm2 Al. RV 0,6/1 kV., en instalación subterránea en zanja de dimensiones mínimas 45 cm. de ancho y 70 cm. de profundidad, incluyendo excavación de zanja, asiento con 10 cm. de arena de río, montaje de cables conductores, relleno con una capa de 15 cm. de arena de río, instalación de placa cubrecables para protección mecánica, relleno con tierra procedente de la excavación de 25 cm. de espesor, apisonada con medios manuales, colocación de cinta de señalización, sin reposición de acera; incluso suministro y montaje de cables conductores, con parte proporcional de empalmes para cable, retirada y transporte a vertedero de los productos sobrantes de la excavación, y pruebas de rigidez dieléctrica, totalmente instalada, transporte, montaje y conexionado.

98,000 31,75 3.111,50

3.2.2 E17AC030

ml. Canalización para red eléctrica en media tensión , compuesta por un tubos de doble pared D= 160 mm, colocados en fondo de zanja

84,000 20,90 1.755,60

3.2.3 E15CT040

m. CIRCUITO TRIF. COND. Cu 6 mm2, dispuesto desde la salida de inversores hasta embarrado b.t.

6,000 9,30 55,80

3.2.4 E15NV010

ud Módulo de embarrado, homologado por la compañía suministradora, totalmente instalado, incluyendo pletinas de cobre.

1,000 96,32 96,32

Total presupues to parcial nº 3 LINEA SUBTERRANEA B.T. : 6.102,82


189

LINEA SUBTERRANEA M.T. Num. Codigo Ud Descripcion Cantidad Precio(€) Total(€)

4.1 OBRA CIVIL

4.1.1 E17AL020

ml. Las dimensiones de la zanja serán 0,4x0,9 m realizada en terreno arenoso 18,000 17,65 317,70


4.2.1 E17AL0200

ml. Red eléctrica de media tensión enterrada , realizada con cables conductores de 3(1x240)Al. 12/20 kV., con aislamiento de dieléctrico seco, formados por: conductor de aluminio compacto de sección circular, pantalla sobre el conductor de mezcla semiconductora, aislamiento de etileno-propileno (EPR), pantalla sobre el aislamiento de mezcla semiconductora pelable no metálica asociada a una corona de alambre y contraespira de cobre y cubierta termoplástica a base de poliolefina

30,000 16,71 501,30

4.2.2 E17AC020

ml. Tubo acero para instalacion al aire Ø 110 mm, sujetado mediante grapas dispuestas en el apoyo aereo, incluye capuchon para evitar entrada de agua

2,500 21,69 54,23

4.2.3 E17AC030

ml. Canalización para red eléctrica en media tensión , compuesta por un tubos de doble pared D= 160 mm, colocados en fondo de zanja

18,000 20,90 376,20

Total presupuesto parcial nº 4 LINEA SUBTERRANEA M. T. : 1.249,43

LINEA AEREA M.T. Num. Codigo Ud Descripcion Cantidad Precio(€) Total(€)

5.1 OBRA CIVIL

5.1.1 E17AL02000

m3. Cimentacion del apoyo de fin de linea mediante hormigon compacto HA-25/B/40/IIa

1,680 177,58 298,33


5.2.1 E17AL070

ud Derivación de L.A.M.T. mediante aislamiento 25 Kv-/U70Bs, incluso conexionado.

1,000 453,56 453,56

5.2.2 E17AL110

ud Apoyo final de línea aérea C2000-10 de M.T. de 15/20 kV. formado por apoyo metálico galvanizado C12-2000 armado e izado, cruceta metálica galvanizada montaje I reforzado, armada y montada en apoyo, cadena de aisladores de anclaje con 3 elementos de aislamiento, electrodos de toma de tierra con conexión cable Cu de 35 mm2., incluso apertura de pozo en terreno de consistencia media, hormigonado y transporte.

1,000 1.432,62 1.432,62


190

5.2.3 E17AC010

ud Entronque para paso de red aérea a red subterránea en media tensión (25 kV), formado por: 1 interruptor-seccionador, con mando por estibo de 36kv, 3 juegos de pararrayos (autoválvulas) de óxidos metálicos para 30 kV de tension asignada, para protección de sobretensiones de origen atmosférico, 3 terminales exteriores de intemperie para cable de 12/20 kV., ; puesta a tierra de los pararrayos y de las pantallas de los cables. Totalmente instalado.

1,000 1.698,46 1.698,46

5.2.4 E17AL200

km Línea aérea de M.T. con conductor de LA-56, incluyendo tendido, tensado y retencionado.

0,018 3.163,70 56,95

Total presupuesto parcial nº 5 LINEA AEREA M.T. : 3.939,92

VARIOS Num. Codigo Ud Descripcion Cantidad Precio(€) Total(€)

6.1 E25AA010

ud Conjunto de ensallos necesarios para la correcta puesta en marcha de la instalacion proyectada incluso pruevas de ajuste,etc..

1,000 869,94 869,94

6.2 E28PA080

ud Aplicacion del estudio basico de seguridad y salud en la instalacion 1,000 608,96 608,96

6.3 E28PA110

ud Puesta en marcha de la instalacion 1,000 608,96 608,96

6.4 E28PA120

ud Tramites y legalizacion de la instalacion 1,000 260,98 260,98

Total presupuesto parcial nº 6 VARIOS : 2.348,84


191

7.6. Hoja resumen Capitulo Importe(€)

1 INSTALACION SOLAR

1.1 EQUIPO SOLAR . 262.108,10

1.2 CABLES Y CANALIZACIONES . 3.421,83

1.3 PROTECCIONES . 2.459,78

Total 1 INSTALACION SOLAR ..........: 267.989,71

2 CENTRO DE TRANSFORMACION

2.1 OBRA CIVIL . 18.540,00

2.2 EQUIPO DE MEDIA TENSION . 36.925,50

2.3 TRANSFORMADOR . 8.626,25

2.4 EQUIPO DE BAJA TENSION . 4.407,37

2.5 RED DE TIERRAS . 3.877,95

2.6 VARIOS . 1.630,49

Total 2 CENTRO DE TRANSFORMACION ..........: 74.007,56

3 LINEA SUBTE RRANEA B.T.

3.1 OBRA CIVIL . 1.083,60

3.2 INSTALACION ELECTRICA . 5.019,22

Total 3 LINEA SUBTERRANEA B.T. ..........: 6.102,82

4 LINEA SUBTERRANEA M.T.

4.1 OBRA CIVIL . 317,70

4.2 INSTALACION ELECTRICA . 931,73

Total 4 LINEA SU BTERRANEA M.T. ..........: 1.249,43

5 LINEA AEREA M.T.

5.1 OBRA CIVIL . 298,33

5.2 INSTALACION ELECTRICA . 3.641,59

Total 5 LINEA AEREA M.T. ..........: 3.939,92

6 VARIOS . 2.348,84

Presupuesto de ejecución material 355.638,28

13% de gastos generales 46.232,98

6% de beneficio industrial 21.338,30

Suma 423.209,56

16% IVA 67.713,53

Presupuesto de ejecución por contrata 490.923,09

Asciende el presupuesto de ejecución por contrata a la expresada cantidad de CUATROCIENTOS NOVENTA MIL NOVECIENTOS VEINTITRES EUROS CON NUEVE CÉNTIMOS.


192




Estudio de Seguridad y Salud: Diseño de una central fotovoltaica de 100 kW en zona rural interconectada a la red eléctrica de M.T.



8. Estudio de Seguridad y Salud

Autor del proyecto:




SEPTIEMBRE 2010


8.1 Objeto del presente estudio ................................................................................. 193 8.2 Datos relativos del proyecto ................................................................................ 193 8.3 Centro asistencial más próximo de la instalación ............................................. 193

8.4 Análisis de riesgos ................................................................................................. 193 8.5 Medidas preventivas ............................................................................................. 194

8.5.1 Caídas de personas al mismo nivel .................................................................. 194 8.5.2 Choques contra objetos inmóviles ................................................................... 194 8.5.3 Caídas de objetos desprendidos ....................................................................... 195 8.5.4 Caídas de personas a distinto nivel .................................................................. 195 8.5.5 Pisadas sobre objetos ....................................................................................... 196 8.5.6. Golpes por objetos y herramientas .................................................................. 197 8.5.7 Cortes y pinchazos ........................................................................................... 197 8.5.8 Caídas de objetos en manipulación manual ..................................................... 198

8.5.9 Exposición a contactos eléctricos indirectos en B.T. ....................................... 198

8.5.10 Exposición a contactos eléctricos directos M.T. ............................................ 199

8.5.11 Exposición a contactos eléctricos de M.T. .................................................... 199

8.5.12 Exposición a contactos eléctricos en el interior del C.T. ............................... 200

8.5.13 Sobreesfuerzos físicos puntuales ................................................................... 201


193

8.1 Objeto del presente estudio El objeto del presente estudio es establecer las previsiones respecto a la prevención de riesgos de accidentes y enfermedades profesionales, así como daños derivados de los trabajos de reparación, entretenimiento, y mantenimiento, además de las instalaciones preceptivas de higiene y bienestar de los trabajadores de acuerdo a lo establecido en el Real Decreto 1627/97 8.2 Datos relativos del proyecto Proyecto: Instalación solar fotovoltaica 100 kW conectada a la red M.T. Situación de la instalación: Polígono industrial de Valls (Tarragona). Técnico redactor: Rubén Bosque Eroles, Ingeniero Técnico Industrial. Plazo de ejecución previsto: 5 meses Nº máximo de operarios: 6 8.3 Centro asistencial más próximo de la instalación

Centro Asistencial más próximo en caso de accidente: PIUS HOSPITAL de Valls

Centraleta de l'hospital: 977 61 30 00 Urgències: 977 61 20 20 Consultes externes: 977 61 21 31 Calle Sant Francesc, s/n , 43800 , VALLS (TARRAGONA)

[email protected]

8.4 Análisis de riesgos La instalación a realizar es de placas fotovoltaicas fijas y la conexión a la red de media tension. A continuación se establecen los riesgos considerados para este puesto de trabajo en la instalación descrita en el proyecto; para cada uno de estos riesgos se establecerán a continuación las medidas preventivas y correctoras aplicables: • Caída de personas al mismo nivel. • Choques contra objetos inmóviles. • Caída de objetos desprendidos. • Caída de personas a distinto nivel. • Pisadas sobre objetos. • Golpes por objetos y herramientas. • Cortes y pinchazos. • Caídas de objetos en manipulación manual. • Exposición a contactos eléctricos indirectos en B.T.


194

• Exposición a contactos eléctricos directos en B.T. • Exposición a contactos eléctricos en M.T. • Exposición a contactos eléctricos en M.T en el interior del C.T. • Sobreesfuerzos físicos puntuales. 8.5 Medidas preventivas 8.5.1 Caídas de personas al mismo nivel 1. El pavimento tiene que constituir un conjunto homogéneo, llano y liso sin soluciones de continuidad; será de material consistente, no resbaladizo o susceptible de serlo con el uso y de fácil limpieza. 2. Las zonas de paso deberán estar siempre en buen estado de aseo y libres de obstáculos, realizándose las limpiezas necesarias. 3. Se evacuarán o eliminarán los residuos de primeras materias o de fabricación, bien directamente por medio de tuberías o acumulándolos en recipientes adecuados. 4. Utilizar calzado, como Equipo de Protección Individual certificado, en buen estado con el tipo de suela adecuada que evite la caída por resbalamiento. 5. Hay que corregir la escasa iluminación, mala identificación y visibilidad deficiente. 6. Comprobar que las dimensiones de espacio permiten desplazamientos seguros. 7. El almacenamiento de materiales así como la colocación de herramientas se tiene que realizar en lugares específicos para tal fin. 8. Hay que concienciar a cada trabajador la idea de que se responsabilice en parte del buen mantenimiento del suelo y que ha de dar cuenta inmediata de las condiciones peligrosas del suelo como derrames de líquidos, jugos, aceites, agujeros, etc. 8.5.2 Choques contra objetos inmóviles 1. Habilitar en el centro de trabajo una serie de pasillos o zonas de paso, que deberán tener una anchura adecuada al número de personas que hayan de circular por ellos y a las necesidades propias del trabajador. Sus dimensiones mínimas serán las siguientes: a) 1,20 metros de anchura para los pasillos principales. b) 1 metro de anchura para los pasillos secundarios. 2. Dichas zonas de paso deberán estar libres de obstáculos. Señalizar zonas de almacenamiento. 3. Todo lugar por donde deban circular o permanecer los trabajadores estará protegido convenientemente a una altura mínima de 1,80 metros cuando las instalaciones a ésta o a mayor altura puedan ofrecer peligro para el paso o estancia del personal. Cuando exista peligro a menor altura se prohibirá la circulación pro tales lugares, o se dispondrán pasos superiores con las debidas garantías de solidez y seguridad.


195

4. Las zonas de paso junto a instalaciones peligrosas deben estar protegidas. 5. La superficie de trabajo debe estar libre de obstáculos tanto en el suelo como en la altura. Eliminar obstáculos, señalizar o mejorar la disposición de objetos. 6. Todos los lugares de trabajo o tránsito tendrán iluminación natural, artificial o mixta apropiada a las operaciones que se ejecuten. Siempre que sea posible se empleará la iluminación natural. Se deberá graduar la luz en los lugares de acceso a zonas de distinta intensidad luminosa. Prever espacios necesarios, tanto para almacenamientos fijos como eventuales del proceso productivo. 8.5.3 Caídas de objetos desprendidos 1. Los espacios de trabajo estarán libres del riesgo de caídas de objetos por desprendimiento, y en el caso de no ser posible deberá protegerse adecuadamente a una altura mínima de 1,80 m. mediante mallas, barandillas, chapas o similares, cuando por ellos deban circular o permanecer personas. 2. Las escaleras, plataformas,… serán de material adecuado, bien construidas y adosadas y ancladas sólidamente de manera que se impida el desprendimiento de toda o parte de ella. 3. El almacenamiento de materiales se realizará en lugares específicos, delimitados y señalizados. 4. Cuando el almacenamiento de materiales sea en altura éste ofrecerá estabilidad, según la forma y resistencia de los materiales. 5. Las cargas estarán bien sujetas entre sí y con un sistema adecuado de sujeción y contención (flejes, cuerdas, contenedores, etc.). 6. Los materiales se apilarán en lugares adecuados, los cuales estarán en buen estado y con resistencia acorde a la carga máxima (palet, estanterías, etc.). 7. Los almacenamientos verticales (botellas, barras, etc.) estarán firmemente protegidos y apoyados en el suelo, y dispondrán de medios de estabilidad y sujeción (separadores, cadenas, etc.). 8. Los accesorios de los equipos de elevación (ganchos, cables,…) para la sujeción y elevación de materiales tendrán una resistencia acorde a la carga y estarán en buen estado. 9. Las cargas transportadas estarán bien sujetas con medios adecuados, y los enganches, conexiones, etc., se realizarán adecuadamente (ganchos con pestillos de seguridad…). 8.5.4 Caídas de personas a distinto nivel 1. Las aberturas en los pisos estarán siempre protegidas con barandillas de altura no inferior a 0,90 metros y con plintos y rodapiés de 15 centímetros de altura.


196

2. Las aberturas en las paredes que estén a menos de 90 centímetros sobre el piso y tengan unas dimensiones mínimas de 75 centímetros de alto por 45 centímetros de ancho, y por las cuales haya peligro de caída de más de dos metros, estarán protegidas por barandillas, rejas u otros resguardos que complementen la protección hasta 90 centímetros sobre el piso y que sean capaces de resistir una carga mínima de 150 kilogramos por metro lineal. 3. Las plataformas de trabajo que ofrezcan peligro de caída desde más de dos metros estarán protegidas en todo su contorno por barandillas y plintos. 4. Las barandillas y plintos o rodapiés serán de materiales rígidos y resistentes. La altura de las barandillas será de 90 centímetros como mínimo a partir del nivel del piso, y el hueco existente entre el plinto y la barandilla estará protegido por una barra horizontal o listón intermedio, o por medio de barrotes verticales con una separación máxima de 15 centímetros. Serán capaces de resistir una carga de 150 kilogramos por metro lineal. Los plintos tendrán una altura mínima de 15 centímetros sobre le nivel del piso. 5. Los pisos y pasillos de las plataformas de trabajo serán antideslizantes, se mantendrán libres de obstáculos y estarán provistas de un sistema de drenaje que permita la eliminación de productos resbaladizos. 6. En el caso de disponer y utilizar escaleras fijas y de servicio, escalas, escaleras portátiles o escaleras móviles hay que adoptar las medidas preventivas correspondientes a dichas instalaciones o medios 7. Igualmente, en el caso de utilizar andamios: de borriquetes, colgados, tubulares o metálicos sobre ruedas, hay que adoptar las medidas preventivas correspondientes a dichos medios auxiliares 8. La iluminación en el puesto de trabajo tiene que ser adecuada al tipo de operación que se realiza. 9. Los tablones que constituyan el piso del andamio, estarán unidos entre sí. 10. Los tablones que forman el piso del andamio, se dispondrán al objeto de evitar desplazamiento o deslizamientos. 11. Hasta 3 m de altura se pueden emplear andamios de borriquetes fijas y entre 3 y 6 m se emplearán borriquetes armadas de bastidores arriostrados. 8.5.5 Pisadas sobre objetos 1. Los materiales, herramientas, utensilios, etc., que se encuentren en cada puesto de trabajo serán los necesarios para realizar la labor en cada momento y los demás, se situarán ordenadamente en los soportes destinados para ellos. 2. Se evitará dentro de lo posible que en la superficie del puesto de trabajo, lugares de tránsito, escaleras, etc., se encuentren cables eléctricos, tomas de corriente externas, herramientas, objetos depositados y etc., que al ser pisados puedan producir accidentes. 3. Las superficies de trabajo, zonas de tránsito, puertas, etc., tendrán la iluminación adecuada al tipo de operación a realizar.


197

4. El personal deberá usar el calzado de protección certificado, según el tipo de riesgo a proteger. 8.5.6. Golpes por objetos y herramientas 1. Mantener una adecuada ordenación de los materiales delimitando y señalizando las zonas destinadas a apilamientos y almacenamientos, evitando que los materiales estén fuera de los lugares destinados al efecto respetando las zonas de paso. 2. Cuando existan aparatos con órganos móviles que invadan en su desplazamiento una zona de espacio libre, la circulación del personal quedará señalizada con franjas pintadas en el suelo que delimiten el lugar por donde deba transitarse. 3. Comprobar que existe una iluminación adecuada en las zonas de trabajo y de paso. 4. Se deben disponer armarios o estantes para colocar y guardar las herramientas. Las herramientas cortantes o con puntas agudas se guardarán provistas de protectores de cuero o metálicos. 5. Se deben utilizar Equipos de Protección Individual certificados, en concreto guantes y calzado, en los trabajos que así lo requieran para evitar golpes y/o cortes por objetos o herramientas. 8.5.7 Cortes y pinchazos 1. Comprobar que las herramientas manuales cumplen con las siguientes características: 2. Tienen que estar construidas con materiales resistentes, serán las más apropiadas por sus características y tamaño a la operación a realizar y no tendrán defectos ni desgaste que dificulten su correcta utilización. 3. La unión entre sus elementos será firme, para evitar cualquier rotura o proyección de los mismos. 4. Los mangos o empuñaduras serán de dimensión adecuada, no tendrán bordes agudos ni superficies resbaladizas y serán aislantes en caso necesario. 5. Las partes cortantes y punzantes se mantendrán debidamente afiladas. 6. Las cabezas metálicas deberán carecer de rebabas. 7. Se adaptarán protectores adecuados a aquellas herramientas que lo admitan. 8. Adoptar las siguientes instrucciones para el manejo de herramientas manuales: 9. De ser posible, evitar movimientos repetitivos o continuados. 10. Mantener el codo a un costado del cuerpo con el antebrazo semidoblado y la muñeca en posición recta.


198

11. Usar herramientas livianas, bien equilibradas, fáciles de sostener y de ser posible, de accionamiento mecánico. 12. Usar herramientas diseñadas de forma tal que den apoyo a la mano de la guía y cuya forma permita el mayor contacto posible con la mano. Usar también herramientas que ofrezcan una distancia de empuñadura menor de 10 cm., entre los dedos pulgar e índice. 13. Cuando se usan guantes, asegurarse de que ayuden a la actividad manual pero que no impidan los movimientos de la muñeca o que obliguen a hacer una fuerza en posición incómoda. 14. Durante su uso estarán libres de grasas, aceites y otras sustancias deslizantes. 15. Los trabajadores recibirán instrucciones precisas sobre el uso correcto de las herramientas que hayan de utilizar, sin que en ningún caso puedan utilizarse con fines distintos para los que están diseñadas 8.5.8 Caídas de objetos en manipulación manual 1. En la manipulación manual de cargas y el operario debe conocer y utilizar las recomendaciones conocidas sobre posturas y movimientos (mantener la espalda recta, apoyar los pies firmemente, etc.). 2. No deberá manipular cargas consideradas excesivas de manera general (PL); según su condición, (mujer embarazada, hombre joven, )según su utilización (separación del cuerpo, elevación de la carga, etc.). 3. Deberá utilizar los equipos de protección especial adecuado (calzado, guantes, ropa de trabajo). 4. No se deberán manipular objetos que entrañen riesgos para las personas debido a sus características físicas (superficies cortantes, grandes dimensiones o forma inadecuada, exentos de sustancias resbaladizas, etc.). 5. A ser posible deberá disponer de un sistema adecuado de agarre. 8.5.9 Exposición a contactos eléctricos indirectos en B.T. 1..No habrá humedades importantes en la proximidad de las instalaciones eléctricas. 2. Todas las masas con posibilidad de ponerse en tensión por avería o defecto, estarán conectadas a tierra. 3. Los cuadros metálicos que contengan equipos y mecanismos eléctricos estarán eficazmente conectados a tierra. 4. En las máquinas y equipos eléctricos, dotados de conexión a tierra, ésta se garantizará siempre.


199

5. En las máquinas y equipos eléctricos, dotados con doble aislamiento éste se conservará siempre. 6. Las bases de enchufe de potencia, tendrán la toma de tierra incorporada. 7. Todos los receptores portátiles protegidos por puesta a tierra, tendrán la clavija de enchufe con toma de tierra incorporada. 8. Todas las instalaciones eléctricas estarán equipadas con protección diferencial adecuada. 9. Las estructuras metálicas de lo módulos y el inversor, estarán conectados a tierra. 8.5.10 Exposición a contactos eléctricos directos M.T. 1. Mantener siempre todos las cajas de conexiones cerradas. 2. Garantizar el aislamiento eléctrico, de todos los cables activos. 3. Los empalmes y conexiones estarán siempre aislados y protegidos. 4. La conexión a máquinas se hará siempre mediante bornas de empalme, suficientes para el número de cables a conectar. 5. Estas bornas irán siempre alojadas en cajas registro, que en funcionamiento estarán siempre tapadas. 6. Todas las cajas registro, empleadas para conexión, empalmes o derivación, en funcionamiento estarán siempre tapadas. 7. Todas las bases de enchufes estarán bien sujetas, limpias y no presentarán partes activas accesibles. 8. Todas las clavijas de conexión estarán bien sujetas a la manguera correspondiente, limpias y no presentaran partes activas accesibles, cuando están conectadas. 9. Todas las líneas de entrada y salida al inversor, contador, etc estarán perfectamente sujetas y aisladas. 10. Cuando haya que manipular en una instalación eléctrica: cambio de fusibles, etc., hacerlo siempre con la instalación desconectada. 11. El personal especializado para la realización de los trabajos empleará Equipos de Protección Individual adecuados. 8.5.11 Exposición a contactos eléctricos de M.T. 1. Altura y disposición de la instalación eléctrica de exterior conforme a la ITC-MIE-RAT 15 y distancias en el aire entre elementos en tensión y entre estos y estructuras


200

metálicas puestas a tierra conforme ITC-MIE-RAT 12 del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. 2. Coordinar las maniobras eléctricas con la empresa suministradora 3. Abrir con corte visible las posibles fuentes de tensión mediante interruptores y seccionadores que aseguren la imposibilidad de su cierre intempestivo. 4. Enclavamiento o bloqueo, si es posible, de los aparatos de corte y señalización en el mando de estos. 5. Poner a tierra y cortocircuito los elementos en tensión 6. Comprobación con aparatos de medición la ausencia o no de tensión 7. Colocar las señales de seguridad adecuadas, delimitando la zona de trabajo. 8. El personal especializado para la realización de los trabajos empleará Equipos de Protección Individual adecuados. 9. Mantener una buena iluminación dentro del C.T. compacto, para la operatividad de las celdas. 8.5.12 Exposición a contactos eléctricos en el interior del C.T. 1. Queda terminantemente prohibida la entrada en el local de este centro de transformación a toda persona ajena al servicio y siempre que el encargado del mismo se ausente, deberá dejarlo cerrado con llave.

2. Se pondrán en sitio visible del local, y a su entrada, placas de aviso de "Peligro de muerte".

3. En el interior del local no habrá más objetos que los destinados al servicio del centro de transformación, como banqueta, guantes, etc.

4. No está permitido fumar ni encender cerillas ni cualquier otra clase de combustible en el interior del local del centro de transformación y en caso de incendio no se empleará nunca agua.

5. No se tocará ninguna parte de la instalación en tensión, aunque se esté aislado.

6. Todas las maniobras se efectuarán colocándose convenientemente sobre la banqueta.

7. Cada grupo de celdas llevará una placa de características con los siguientes datos: Nombre del fabricante. Tipo de aparamenta y número de fabricación, Año de fabricación, Tensión nominal, Intensidad nominal, Intensidad nominal de corta duración y Frecuencia industrial.

8. Junto al accionamiento de la aparamenta de las celdas se incorporarán, de forma gráfica y clara, las marcas e indicaciones necesarias para la correcta manipulación de dicha aparamenta.


201

9. En sitio bien visible estarán colocadas las instrucciones relativas a los socorros que deben prestarse en los accidentes causados por electricidad, debiendo estar el personal instruido prácticamente a este respecto, para aplicarlas en caso necesario. También, y en sitio visible, debe figurar el presente Reglamento y esquema de todas las conexiones de la instalación, aprobado por el Servicio Provincial de Industria, a la que se pasará aviso en el caso de introducir alguna modificación en este centro de transformación, para su inspección y aprobación, en su caso.

8.5.13 Sobreesfuerzos físicos puntuales 1. Siempre que sea posible la manipulación de cargas se efectuará mediante la utilización de equipos mecánicos (Por equipo mecánico se entenderá en este caso no sólo las específicas de manipulación, como carretillas automotrices, puentes-grúa, etc., si no cualquier otro mecanismo que facilite el movimiento de las cargas, como: a) Carretillas manuales b) Transportadores c) Aparejos para izar d) Cadenas e) Cables f) Cuerdas g) Poleas, etc. 2. La única forma de evitar el sobreesfuerzo es la utilización de cinturones de protección (abdominales), así como tener en cuenta las siguientes normas: a) Mantener los pies separados y firmemente apoyados. b) Doblar las rodillas para levantar la carga del suelo, y mantener la espalda recta. c) No levantar la carga por encima de la cintura en un solo movimiento. d) No girar el cuerpo mientras se transporta la carga. e) Mantener la carga cercana al cuerpo, así como los brazos, y éstos los más tensos posible. f) Finalmente, si la carga es excesiva, pedir ayuda a un compañero. g) Como medidas complementarias puede ser recomendable la utilización de cinturones de protección (abdominales), fajas, muñequeras, etc.


Ruben Bosque Eroles


Diseño de una central fotovoltaica de 100 kw en zona...

Documents

Transcript of Diseño de una central fotovoltaica de 100 kw en zona...