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PROMOTOR: EXCMO. AYUNTAMIENTO PILAR DE LA HORADADA A A R R E E A A I I N N F F R R A A E E S S T T R R U U C C T T U U R R A A S S M M U U N N I I C C I I P P A A L L D D I I C C I I E E M M B B R R E E 2 2 0 0 0 0 9 9 PROYECTO DE: INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA DE 100 KW CON CONEXIÓN A RED SOBRE CUBIERTA DE ALMACÉN MUNICIPAL, EN N.U. DE PILAR DE LA HORADADA. T.M. PILAR DE LA HORADADA (ALICANTE)
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PROMOTOR:
EXCMO. AYUNTAMIENTO PILAR DE LA HORADADA
AARREEAA IINNFFRRAAEESSTTRRUUCCTTUURRAASS MMUUNNIICCIIPPAALL DDIICCIIEEMMBBRREE 22000099
PROYECTO DE:
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA DE
100 KW CON CONEXIÓN A RED SOBRE
CUBIERTA DE ALMACÉN MUNICIPAL, EN
N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
T.M. PILAR DE LA HORADADA (ALICANTE)
INDICE El presente Proyecto está compuesto por los siguientes documentos:
1.- MEMORIA y anejos. 2.- CALCULOS JUSTIFICATIVOS ELECTRICOS. 3.- PLIEGO DE PRESCRIPCIONES TECNICAS PARTICULARES. 4.- PLANOS. 5.- MEDICIONES Y PRESUPUESTO.
DOCUMENTO Nº 1: MEMORIA
PROYECTO DE INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA DE 100 KW CON CONEXIÓN A RED SOBRE CUBIERTA DE ALMACEN
MUNICIPAL EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
Memoria Página 1
I. MEMORIA.-
1.0.- ANTECEDENTES.-
El Ayuntamiento de Pilar de la Horadada pretende acometer las obras de
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA DE 100 KW CON CONEXIÓN A RED
SOBRE CUBIERTA DE ALMACEN MUNICIPAL EN EL N.U.. PILAR DE LA
HORADADA (ALICANTE).
Para ello, va a solicitar la inclusión del presente proyecto dentro del Fondo
Estatal para el Empleo y la Sostenibilidad Local Año 2.010, de acuerdo con lo
previsto en Real Decreto-ley 13/2009, de 26 de octubre.
A tal fin, el Alcalde - Presidente encarga a los Técnicos que suscriben la
redacción del correspondiente Proyecto, que será sometida a la aprobación de la
superioridad.
1.1.- OBJETO DEL PROYECTO.-
El objeto del presente Proyecto es el describir, medir y valorar con amplitud
suficiente las obras / instalaciones que se pretenden acometer, de forma que sea
suficiente para su contratación y correcta ejecución.
Igualmente el presente proyecto, tras su aprobación por la Corporación
Municipal, servirá de base para su licitación y posterior ejecución de las obras en él
contempladas.
También tiene por objeto el presente proyecto, y de forma especial, definir
las características técnicas y las condiciones generales y normas que deberán ser
observadas en la ejecución de las instalaciones eléctricas en Baja Tensión de
acuerdo con lo especificado en el vigente REBT.
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Memoria Página 2
1.2.- SITUACIÓN DE LAS OBRAS.-
Las obras/instalaciones objeto del presente Proyecto se encuentran situadas en
la Avda de la Torre en el Núcleo Urbano de Pilar de la Horadada, tal y como se puede
observar en los planos de situación y emplazamiento concretamente sobre la cubierta
del Almacén Municipal de Obras y Servicios.
1.3.- JUSTIFICACION DE LAS OBRAS.-
Este Ayuntamiento pretende impulsar el ahorro y la eficiencia energética, así
como, la accesibilidad y utilización de las energías renovables, con la instalación de
energía solar térmica para apoyo del agua caliente sanitaria (ACS) en instalaciones
municipales o la instalación energía solar fotovoltaica para generar energía eléctrica y
conectarla a red, como es el caso del presente proyecto.
Por lo anteriormente expuesto queda justificada la ejecución de las obras e
instalaciones que se describen en el presente Proyecto.
1.4.- CLASIFICACION Y CARACTERISTICAS TECNICAS DE LAS
INSTALACIONES.
1.4.1. Sistema de alimentación. Tensiones de alimentación.
Por tener como objeto de la instalación, la generación de energía, no se
producirá alimentación alguna desde la red de distribución pública, sino que se
vertirá a ésta la energía generada. Las tensiones nominales que estarán presentes
en la instalación estarán comprendidas entre los valores de tendones usuales
según el art. 4 del REBT actual:
→ Corriente alterna: 50 < Un ≤ 500 V, estando normalizada 230/400 V y 50 Hz.
→ Corriente continua: 75 < Un ≤ 750 V, tensión en bornes del generador
fotovoltaico
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1.4.2.- Clasificación según riesgo de las dependencias de la industria.
Clasificación 1: ITC-BT-30 Instalaciones en locales mojados.
Definición: Locales o emplazamientos mojados son aquellos en que los
suelos, techos y paredes están o pueden estar impregnados de humedad y donde
se ven aparecer, aunque sólo sea temporalmente, lodo o gotas gruesas de agua
debido a la condensación o bien están cubiertos de vaho durante largos periodos
de tiempo.
Se considerarán como locales o emplazamientos mojados los lavaderos
públicos, las fábricas de apresto, tintorerías, etc. así como las instalaciones a la
intemperie.
Justificación adoptada: por ubicarse la instalación de captación de energía
solar fotovoltaica en CC (campo de paneles solares) a la intemperie. Las
canalizaciones serán estancas, utilizándose para ellos terminales, empalmes y
conexiones de las mismas, sistemas y dispositivos que presenten el grado de
protección correspondiente a las proyecciones de agua, IPX4
Clasificación 2: ITC-BT-40 Instalaciones generadoras de baja tensión.
Definición: Se aplica a las instalaciones generadoras, entendiendo como
tales las destinadas a transformar cualquier tipo de energía no eléctrica en energía
eléctrica.
Justificación adoptada: Instalación generadora interconectada que está,
normalmente, trabajando en paralelo con la red de distribución.
La potencia máxima de la central interconectada a una red de distribución
pública estará condicionada por las características de ésta: tensión de servicio,
potencia de cortocircuito, capacidad de la línea de transporte, potencia consumida
en la red de baja tensión, etc.
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Memoria Página 4
1.4.3.- Características de la instalación.
Tipo de instalación.
El sistema fotovoltaico de conexión a red eléctrica se compone de dos partes
fundamentales: un campo fotovoltaico, o zona de captación, donde se recoge y
transforma la energía procedente de radiación solar en electricidad, y la otra parte
de enlace, que se encarga de acondicionar e inyectar a la red de distribución la
energía generada.
El campo solar o fotovoltaico produce energía eléctrica en corriente continua
(CC) mediante módulos fotovoltaicos interconectados, que gracias a un sistema
ondulador (Inversor) transformar la corriente continua (CC) en corriente alterna (CA)
con las características de frecuencia e intensidad que la compañía eléctrica exige.
Para medir la potencia enviada a la red, se montará un equipo de medición, que
contabilizara o un contador bidireccional, a fin de poder realizar el recuento de lo
Kwh. inyectados en la red y los Kwh. consumidos por el equipo, caso de existir
consumo.
La instalación se conecta a la red de la compañía de distribución eléctrica en
el punto de enganche previamente facilitado por la misma. Se inyectará a la red
toda la energía solar producida, en las condiciones económicas establecidas por el
RD 1556/2005 de 23 de diciembre.
El espacio necesario para este tipo de instalación varía de acuerdo a la
potencia, tomando como referencia que para una instalación de 1 Kwp es necesario
instalar alrededor de 10 m2 de módulos fotovoltaicos que se colocarían de la mejor
manera posible, haciendo que éstos estuviesen inclinados en el ángulo que más
rendimiento diese a la instalación o en el ángulo apropiado para su integración
arquitectónica.
Se ha previsto la instalación de un campo solar fotovoltaico, con conexión a
red. El campo solar compuesto por 480 módulos, que irán conectados a un
inversor de 100 kW. La red de distribución sobre la que se trabaja es trifásica.
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El funcionamiento básico de un sistema con conexión a red, consiste en
inyectar a la red eléctrica toda la energía generada por el campo fotovoltaico
mediante 1 inversor de onda, que realiza las siguientes funciones:
A.- Transforma la corriente continua generada por las placas solares, en
corriente alterna de características compatibles con la de la red sobre la que realiza
la entrega.
B.- Optimiza el rendimiento del campo solar en cada momento.
C.- Realiza el acoplamiento del campo solar con la red de distribución.
D.- Aun los sistemas de protección legalmente requeridos y necesarios para
la seguridad del sistema y de los operadores del mismo. (Tensión fuera de rango,
frecuencia inadecuada, cortocircuito, baja potencia, sobre intensidades, etc.)
La potencia pico de la central fotovoltaica prevista, es de 110.400
Wpico.
Módulo fotovoltaico:
El módulo fotovoltaico propuesto, está constituido por células cuadradas
fotovoltaicas de silicio policristalino de alta eficiencia. Las conexiones redundantes
múltiples en la parte delantera y trasera de cada célula ayudan a asegurar la
fiabilidad del circuito del módulo. El marco de aluminio anodizado y el frente de
vidrio de conformidad con estrictas normas de calidad hacen que estos módulos
soporten las inclemencias climáticas más duras, funcionando eficazmente sin
interrupción durante su vida útil.
El módulo está formado por un cristal con alto nivel de transmisividad.
Además cuenta con uno de los mejores encapsulantes utilizados en la fabricación
de los módulos, el etil-viniloacetato modificado (EVA). La lámina posterior consta de
varias capas, cada una con una función específica, ya sea adhesión, aislamiento
eléctrico, o aislamiento frente a las inclemencias meteorológicas. Además, el marco
está fabricado con aluminio anodinado que provee al perfil de una resistencia
mucho mayor a la corrosión.
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Las células de alta eficiencia van embutidas en EVA y protegidas contra la
suciedad, humedad y golpes por un frente especial de vidrio templado
antirreflectante y una lámina de Tedlar en su parte posterior, asegurando de esta
forma su total estanqueidad.
Se muestran a continuación los datos técnicos más significativos del módulo
en cuestión.
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL MÓDULO Potencia pico a 1000 W/m2, 25 ºC 230 W Nº de células en serie 60 Corriente en punto máxima potencia (Imp)
7,69 A
Corriente de cortocircuito (Icc) 8,15 A Tensión punto máxima potencia (Vmp)
29,91 V
Tensión cortocircuito (Voc) 37,88 V Tensión máxima del sistema 1000 V
CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DEL MÓDULO Largo 1676 mm Alto 998 mm Ancho 41 mm Peso 22 Kg Tipo de módulo Policristalino
Los coeficientes de variación de Isc, Uoc y Pmax con la Tª son los
siguientes, según ensayo oficial del Instituto SUPSI en Suiza:
COMPORTAMIENTO TÉRMICO
α Isc + 0.075 %/ºC
β Uoc -0.312 %/ºC
γ Pmax - 0.405%/ºC
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Generador fotovoltaico.
Número de paneles.
El campo solar estará compuesto por 480 paneles dispuestos en 30 grupos
en paralelo cada uno con 16 paneles en serie, para atacar a los inversores de
conexión trifásica.
El campo solar trabajará a una tensión máxima de:
- Circuito abierto de:
Nº de paneles en serie x Tensión circuito abierto =16 x 37,88 V = 606,08 V
- Punto de máxima producción:
Nº de paneles en serie x Tensión punto máx. pot. = 16 x 29,91 V = 478,56 V
El campo solar estará trabajará a una intensidad máxima de:
- Corriente en punto de máxima demanda:
Nº bloques en paralelo x Int. máx. demanda = 30 x 7,69 A = 230,7 A
- Corriente en cortocircuito:
Nº bloques en paralelo x Int. cortocircuito = 30 x 8,15 A = 244,5 A
Configuración de los paneles.
Atendiendo a la tensión máxima en corriente continua de trabajo del inversor
(800Vdc), la conexión de los módulos fotovoltaicos se realizará en 30 grupos en
paralelo, cada uno de ellos con 16 paneles en serie.
DATOS DE LA INSTALACIÓN Número de inversores 1 Número de grupos en paralelo 30 Número de módulos en serie 16 Número de módulos 480 Inclinación (grados sexagesimales) 30 Orientación (grados sexagesimales) 0 Sombras (0%) 0
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Con esta configuración se obtienen las siguientes características eléctricas
del campo fotovoltaico:
DATOS DE LOS GRUPOS Potencia pico del sistema (Wp) 140.400 Vmax (V) 478,56 Voc dc (V) a 0 ºC 657,60 Voc dc (V) 606,08 Vsistema (V) 1000 Icc (A) 244,5 Imax (A) 230,7
Orientación de los paneles.
Se trata de un campo solar fotovoltaico, con orientación fija. Se ha
previsto colocar los paneles en una cubierta a 11º sobre la horizontal. La
disposición puede verse especificada en el plano correspondiente.
Se trata de conseguir que, en una instalación fija, el ángulo que permita
dentro de lo posible, la mayor producción de electricidad al cabo del año, teniendo
en cuenta que es en verano cuando hay mayor radiación solar. Por lo tanto, se
favorecerá un ángulo pequeño de inclinación de los paneles, ya que en verano el
sol proyecta la luz perpendicularmente sobre la superficie terrestre. Para la latitud
de España se elegirá un ángulo de 25º a 35º pues es la media anual mas alta de
producción en la zona de en cuestión.
A fin de conseguir el mejor rendimiento posible, y dadas las características
de la cubierta, se ha previsto montar los módulos con los, ángulos que de indican:
- Orientación: SUR
- Angulo de inclinación estándar: 30º
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Soporte de los paneles.
Uno de los elementos importantes es una instalación fotovoltaica, para
asegurar un perfecto aprovechamiento de la radiación solar, es la estructura
soporte, encargada de sustentar los módulos solares y formar el propio panel,
dándole la inclinación mas adecuada en cada caso para que los módulos reciban la
mayor radiación, consiguiendo un aumento en su eficacia.
Las estructuras se construyen con: perfiles de acero galvanizado en caliente,
de más de 200 micras de espesor. La medida total de los perfiles prevé una
pequeña separación entre módulos con el fin de ofrecer menor resistencia al
empuje del viento
Para la protección contra las inclemencias del tiempo, hemos elegido la
galvanización en caliente frente a los tratamientos convencionales como la pintura,
porque nos asegura una mayor duración y un mantenimiento nulo de la estructura.
En el proceso de galvanización, el perfil es sumergido en un baño de zinc
fundido. Como consecuencia de esta inmersión, el zinc cubre perfectamente los
ángulos, bordes, soldaduras, etc., y penetra en los pequeños resquicios y orificios
del material, confiriendo una protección completa a todas estas zonas que
constituyen las partes débiles en otros procedimientos protectores de la corrosión.
Con este procedimiento conseguimos un recubrimiento tenaz y uniforme,
formado por una capa externa de zinc puro que aísla completamente el acero de
base del ambiente corrosivo. En ambientes fuertemente salinos, si la estructura es
únicamente de perfiles de acero galvanizado, se utiliza unos inhibidores de
corrosión galvánica instalados entre paneles y estructura, evitando así la corrosión.
En el diseño de la estructura se ha previsto su facilidad de transporte y
manipulación, ya que se componen de perfiles que son ensamblados en el lugar de
instalación.
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Inversor.
Descripción general
Es el equipo que se encarga de transformar la corriente continua producida
por los paneles fotovoltaicos, en corriente alterna apta para su inyección a la red
eléctrica.
El inversor cumplirá con la normativa vigente para éste tipo de instalaciones,
incorporando un aislamiento galvánico que separe el circuito de corriente continua
de la red donde ha de ir conectada, a fin de que los dos circuitos queden
independientes y no afecten las perturbaciones que se puedan dar entre ellos.
El inversor ha de producir una corriente alterna con un tipo de onda
sinusoidal pura, y sin armónicos en línea más allá de los límites establecidos
(según pliego de condiciones técnicas de la compañía de distribución eléctrica). Las
compañías distribuidoras pueden exigir, aunque no lo hacen como norma, que el
transformador sea de baja frecuencia de manera que se reduzcan al máximo los
armónicos introducidos en la red. El inversor previsto, cuenta con un transformador
de baja frecuencia por lo que cumplen con toda la normativa exigible por las
compañías distribuidoras.
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El ondulador, o inversor se sincroniza con la frecuencia de la red para que el
sistema fotovoltaico y la red trabajen en fase y el tiempo de conexión sea el mínimo
posible.
El modelo de ondulador a utilizar debe estar homologado para la conexión a
la red y para dar el mejor rendimiento de producción eléctrica, a parte, su fiabilidad
debe estar plenamente contrastada.
Se ha previsto instalar un inversor Neos Inverter 100, que emplea la técnica
de seguimiento del punto de máxima potencia de panel (MPPT), que permite
obtener una máxima eficiencia posible del generador fotovoltaico en cualquier
circunstancia de funcionamiento.
Durante los períodos nocturnos el inversor permanece parado vigilando los
valores de tensión de la red y del generador fotovoltaico. Al amanecer, la tensión
del generador fotovoltaico aumenta, lo que pone en funcionamiento el inversor que
comienza a inyectar corriente en la red.
La forma de onda de la corriente inyectada a la red eléctrica convencional es
idéntica a la de la tensión de salida, con un factor de potencia unitario en cualquier
condición de funcionamiento.
Instrucciones de seguridad para el uso del inversor
Precauciones Generales
Este equipo utiliza internamente tensiones elevadas, que potencialmente
pueden causar daños a las personas. El acceso a zonas interiores del equipo
requiere de herramientas que no se incluyen en el suministro. Todas las
operaciones de mantenimiento y reparación que precisen el acceso a estas zonas
del equipo se deben realizar únicamente por personal técnico cualificado.
No se deben introducir objetos por las rejillas de ventilación del equipo. No
exponer el inversor a la lluvia, nieve o cualquier tipo de líquido. El inversor está
diseñado para ser instalado solo en interiores. En aplicaciones industriales resulta
conveniente proteger el inversor contra salpicaduras y ambientes húmedos. Para la
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Memoria Página 12
limpieza del equipo emplear únicamente paños secos. Es importante seguir estas
prescripciones incluso con el inversor parado.
La tapa superior del inversor no está diseñada para soportar cargas
pesadas. No se debe subir nunca sobre la tapa superior del inversor, ni emplear a
éste como elemento de apoyo de objetos.
El diseño de las conexiones, las secciones de los cables empleados y la
instalación del inversor, deben cumplir las normas que regulan la utilización de
corrientes en baja tensión.
No se debe suministrar tensión al equipo sin haber realizado una verificación
previa por personal técnico cualificado.
Verificar que la línea de conexión a la red eléctrica de distribución dispone de
órganos de seccionamiento y protección dimensionados de forma adecuada.
Verificar que estos órganos funcionan correctamente.
La temperatura de los disipadores de calor de las etapas de potencia podría
llegar a alcanzar los 80ºC. No se deben obstruir en modo alguno las tomas de
entrada y salida de aire del equipo.
Respetar las condiciones ambientales de funcionamiento y las advertencias
indicadas en el apartado de ubicación del equipo.
Emplazamiento del inversor
En el plano de planta correspondiente, puede verse el punto en el que se ha
previsto montar el inversor que se empleará en la instalación objeto del proyecto.
Se ha elegido dicho emplazamiento por considerar que es el más cercano posible al
campo solar y por un punto en el que es fácil generar una caseta para la protección
del equipo.
Los inversores son equipos electrónicos sofisticados y deben ser tratados
en consecuencia. Para la selección del lugar destinado a la instalación del inversor
es muy importante considerar los siguientes aspectos:
El local en que se ubique el equipo debe disponer de suficiente ventilación.
(Ver gráfico en página siguiente).
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Memoria Página 13
La instalación debe realizarse en lugares secos y protegidos de fuentes de
calor y humedad. Exponer el inversor a goteras o proyecciones de agua es
particularmente destructivo y potencialmente peligroso.
El local no debe contener polvo en suspensión que pueda afectar a la
refrigeración del equipo.
Lugar protegido de la intemperie.
Temperatura ambiente entre -10 a +40ºC.
Humedad relativa del ambiente inferior al 90%.
El peso de la máquina carga sobre una pequeña superficie del suelo. El local
escogido para instalar el equipo debe admitir la carga del peso de la máquina.
El equipo está preparado para ser elevado desde abajo mediante una
carretilla elevadora tras desatornillar su parrilla frontal inferior. Algunos modelos se
suministran con ruedas para facilitar la manipulación.
Respetar las distancias mínimas del equipo con los cerramientos, según se
indica en el siguiente gráfico:
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Memoria Página 14
Características del inversor Neos Inverter 100 kW
Las características técnicas de los equipos que se ha previsto emplear son
las siguientes:
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL INVERSOR
Potencia nominal 100.000 Potencia pico máx 110.000 Imax 320 Vmin 390 Vmax 700 Vmax dc 800 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DEL INVERSOR
Largo 1900 Alto 800 Ancho 800 Peso 720 Tamb max 50ºC
Canalizaciones fijas.
Se realizarán mediante cables o conductores aislados bajo tubo metálico
rígido o flexible o tubo de PVC.
Los tubos protectores a emplear de acero galvanizado o de PVC rígidos o
flexibles blindados, grado de protección mecánica 7 (en el caso de los metálicos 9),
de distintos diámetros.
No deberán emplearse donde pueden sufrir vibraciones capaces de
romperlas o aflojar sus uniones roscadas o donde puede producirse una
condensación interna de humedad excesiva.
Los tubos de PVC rígido serán de material aislante normales curvables en
caliente, estancos y no propagadores de la llama.
Los tubos deberán ser capaces de soportar como mínimo, sin deformación
alguna, la temperatura de 600ºC.
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Memoria Página 15
Canalizaciones móviles.
Para las conexiones de alimentación a equipos móviles o portátiles se
utilizarán cables flexibles con o sin armadura flexible y cubierta de policloropreno o
similar.
El conductor de protección debe aislarse como los otros conductores y
situarse bajo la cubierta.
La utilización de los cables flexibles sin armadura se restringirá a lo
estrictamente necesario, recomendándose que su longitud sea lo más reducida
posible.
La sección mínima de los conductores será de 1,5 mm2.
Tipos de conductores e identificación de los mismos.
Los conductores, los tubos protectores si existen y el montaje de los mismos,
de cualquier parte de la instalación cumplirá el R.E.B.T. todos los conductores
serán de cobre y se unirán a los equipos mediante el empleo de terminales
adecuados a su sección. Todos los conductores serán de 0,6/1 kV de aislamiento
mínimo cuando están en exterior y de 6 mm2 de sección.
Se permite el uso de cableado de aluminio sólo en la línea desde el inversor
a la red. En la parte de continua se utilizará el siguiente código de colores:
- Polo positivo: diferente de negro y amarillo-verde.
- Polo negativo: negro.
- Protección: amarillo-verde.
En la parte de alterna, se utilizará el siguiente código de colores:
- Neutro: Azul claro.
- Fase: marrón, gris o negro.
- Protección: amarillo-verde.
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La máxima caída de tensión admisible será con respecto a la nominal de
servicio:
CAIDAS DE TENSION MAXIMAS ADMISIBLES Hasta el inversor (CC) 1,5% A partir del inversor (CA) 2%
El dimensionado de las líneas se puede observar en planos y cálculos
justificativos.
Luminarias.
En caso de utilizarse, deberán incluir en su marcado la tensión nominal,
frecuencia nominal, potencia máxima y tipo de lámparas con que pueden ser
utilizadas.
Tomas de corriente.
En caso de utilizarse, se colocarán a una altura máxima de 1,50 m sobre el
nivel del suelo a no ser que presenten una cubierta especialmente resistente a las
acciones mecánicas.
Aparatos de maniobra y protección.
Los dispositivos generales de mando y protección, se situarán lo más cerca
posible del punto de entrada de la derivación individual en el local.
En locales de uso común o de pública concurrencia, deberán tomarse las
precauciones necesarias para que los dispositivos de mando y protección no sean
accesibles al público en general. La altura a la cual se situarán los dispositivos
generales de mando y protección, medida desde el nivel del suelo. En locales
comerciales, la altura mínima será de 1,5 m desde el nivel del suelo.
Los dispositivos generales e individuales de mando y protección serán, como
mínimo:
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• Un interruptor general automático de corte omnipolar, que permita su
accionamiento manual y que esté dotado de elementos de protección contra
sobrecarga y cortocircuitos.
• Un interruptor diferencial general, destinado a la protección contra contactos
indirectos de todos los circuitos, salvo que la protección contra contactos
indirectos se efectúe mediante otros dispositivos.
• Dispositivos de corte omnipolar, destinados a la protección contra
sobrecargas y cortocircuitos de cada uno de los circuitos.
El interruptor general automático de corte omnipolar tendrá poder de corte
suficiente para la intensidad de cortocircuito que pueda producirse en el punto de
su instalación de 4.500 A como mínimo. Los demás interruptores automáticos y
diferenciales deberán resistir las corrientes de cortocircuito que pueden presentarse
en el punto de su instalación.
Los dispositivos de protección contra sobrecargas y cortocircuitos de los
circuitos anteriores serán de corte omnipolar y tendrán los polos protegidos que
corresponda al número de fases del circuito que protegen. Sus características de
interrupción estarán de acuerdo con las corrientes admisibles de los conductores
del circuito que protegen.
Sistema de protección contra contactos indirectos.
La medida de protección contra contactos indirectos es de la clase B según
ICT-BT-24. Esta medida consiste en la puesta a tierra directa de las masas
asociándola a un dispositivo de corte automático que origine la interconexión de la
instalación defectuosa.
Se trata de un sistema de protección contra contactos indirectos basado en
la puesta a tierra de las masas y dispositivos de corte automático por intensidad de
defecto, que origina la desconexión de la instalación defectuosa.
Este sistema requiere que se cumplan las condiciones siguientes en
instalaciones en que el punto neutro esté aislado de tierra como es el caso de la
instalación objeto del proyecto:
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Memoria Página 18
- La corriente a tierra producida por un solo defecto franco debe hacer actuar
el dispositivo de corte en un tiempo no superior a 30 ms.
- Una masa cualquiera no puede permanecer en relación a una toma de tierra
eléctricamente distinta a un potencial superior, en valor eficaz a 24 V, dado
que el local puede presentar total o parcialmente las características de un
local húmero o mojado.
- Todas las masas de una instalación deberán estar unidas a una misa toma
de tierra.
La elección de la sensibilidad del interruptor diferencial “T” que debe
utilizarse en cada caso viene determinada por la condición de que el valor de la
resistencia de tierra de las masas R, debe cumplir la relación:
R ≤ 50/I en locales secos
R ≤ 24/I en locales húmedos o mojados
Siendo:
R, la resistencia de tierra
I, la sensibilidad en amperios del interruptor a utilizar
Así pues, se instalará un diferencial 4P/160A/30mA integrado en el
interruptor automático para CA en el cuadro de protección.
Protección contra sobrecargas y cortocircuitos.
La protección contra sobrecargas y cortocircuitos se logrará mediante el
empleo de dispositivos de corte de:
- Efecto térmico para el caso de protección contra cortocircuitos. Estos
elementos serán fusibles de calse gG que se colocarán en la Caja General
de Protección.
- Efecto magnetotérmico para el caso de protección contra sobrecargas y
cortocircuitos. Estos elementos serán interruptores automáticos omnipolares
que se colocarán en cabecera de cada una de las líneas, tanto de CC como
de CA. Su poder de corte estará conforme a la corriente de cortocircuito
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susceptible de existir en la instalación. Se tendrá en consideración la filiación
entre interruptores.
La curva de disparo será:
Curva C: caso general
Curva B: curva lenta al disparo (1,1 a 1,4 Ia In). Para protección de motores.
Curva D: curva rápida al disparo. Protección de equipos electrónicos.
El calibre y poder de corte de tales protecciones se especifica en el esquema
unifilar y en cálculos.
Cuadro de protección.
El Cuadro General de Distribución, se aloja lo más cerca posible de la central
fotovoltaica, tal y como se indica plano. Será de material estanco y aislante.
Se dispondrá separación perfecta de dos compartimentos o bien, se
instalarán dos cuadros independientes. El primero para alojar las protecciones del
lado de CC y el segundo para las de CA.
En el lado de CA se instalará un interruptor automático magnetotérmico
general o un diferencial general.
En el lado de CC se instalará en la salida del inversor un interruptor
automático magnetotérmico adecuado para su potencia y para cada uno de los
grupos de módulo conectados en serie un interruptor de corte omnipolar.
Dispondrá de regleta de cobre de conexión a tierra independiente, que se
conectará a la instalación de toma de tierra.
Protección contra armónicos y sobretensiones.
Los inversores Neos Inverter cumplen con todas las normas y directrices de
seguridad aplicables:
• Real Decreto 1663/2000 de 29 de septiembre sobre conexión de
instalaciones fotovoltaicas a la red de Baja Tensión.
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• Directriz 89/336/EWG sobre compatibilidad electromagnética para la
operación en paralelo de instalaciones de generación de energía fotovoltaica
con la red de baja frecuencia de EN 61000-6-4, EN 61000-6-2.
• Directriz 72/23/EWG para la operación en paralelo de instalaciones de
generación de energía fotovoltaica con la red de baja frecuencia EN50178.
• Certificado “CE”.
• TÜV Theilnad “tyoe approved”.
Según la NTE-IPP Instalaciones Protección Pararrayos, la zona de la
instalación se clasifica con riesgo de rayos mínima. Además, en sus inmediaciones
no existen elementos que favorezcan la aparición de descargas atmosféricas. Por
todo ello, no se considera necesaria la inclusión de limitadores de sobretensiones
dentro del cuadro de protecciones eléctricas de la instalación.
Protecciones integradas en el inversor.
Sobrecargas y cortocircuitos
El equipo dispone de protección frente a eventuales sobrecargas o
cortocircuitos que pudieran producirse en los terminales de entrada de las líneas de
panel o en la salida de alterna del equipo. Al producirse dicha situación se parará
automáticamente el equipo hasta que desaparezca la situación anómala.
A pesar de dichas protecciones internas es altamente recomendable instalar
protecciones externas adicionales, tal y como se describe en el apartado “Caída de
rayos y Sobretensiones”.
Modo isla
Para evitar el funcionamiento del equipo en modo isla se dispone de un
control de la tensión y la frecuencia de la red, de modo que, en el caso de que
estos valores se encontraran por fuera del margen adecuado, se realizaría la
desconexión automática del inversor de la red de distribución.
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Memoria Página 21
El equipo permanecerá desconectado hasta que se restablezcan los
parámetros adecuados de la red. La sensibilidad de esta protección garantiza el
cumplimiento de la normativa vigente.
Características generales:
- Disponen de un interruptor de interconexión interna para la desconexión
automática.
- Disponen de protección interna de máxima y mínima frecuencia (49-51 Hz).
- Disponen de protección interna de máxima y mínima tensión (0,85-1,1 Un).
En este sentido el inversor no contraviene lo definido en el ICT-BT-40 del
Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.
- Disponen de relé de bloqueo de protecciones. Este relé es activado por las
protecciones de máxima y mínima tensión y de máxima y mínima frecuencia
y con posibilidad de rearme automático a los tres minutos de la
normalización.
- Disponen de un transformador que segura una separación galvánica entre el
lado de corriente continua y la red.
- Disponen de un vigilante de aislamiento a tierra en la parte continua.
- El ajuste de los límites de actuación de las protecciones así como el software
de ajuste de éstas no es accesible al usuario de la instalación.
Estructura soporte.
La estructura soporte es la encargada de sustentar los módulos solares y
darles la inclinación y orientación adecuada para que reciban la mayor radiación. Se
construirán a partir de perfiles y tubos modulares y acoplables de acero
galvanizado. En el documentos PLANOS, se observan las características de las
estructuras necesarias.
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Memoria Página 22
Aparatos de medida.
Se hará uso de la Caja de Protección y Medida, que reúne bajo una misma
envolvente, los fusibles generales de protección, el contador y el dispositivo para
discriminación horaria. En este caso, los fusibles de seguridad coinciden con los
generales de protección.
Las cajas de protección y medida a utilizar, corresponderán a uno de los
tipos recogidos en las especificaciones técnicas de la empresa suministradora que
hayan sido aprobadas por la Administración Pública competente, en función del
número y naturaleza del suministro.
La Caja de Protección y Medida se ubicará en fachada exterior del edificio
según se observa en planos y en el interior de un nicho practicado en una pared
cuya resistencia no es inferior a la del tabicón del 9. El módulo que alberga estos
dispositivos tendrá un grado de protección IP43 y IK09. Deberán permitir de forma
directa la lectura de los contadores e interruptores horarios, así como la del resto de
dispositivos de medida, cuando así sea preciso. Las partes transparentes que
permiten la lectura directa, deberán ser resistentes a los rayos ultravioleta.
Los equipos de medida deberán estar instalados a una altura entre 0,7 m y
1,80 m, estando su parte más baja a 0,50 m como mínimo del suelo.
Los contadores de medida de energía producida, cumplen con la ITC-BT-16
y con lo dispuesto en el RD 1633/2000.
Se utilizan dos contadores unidireccionales de entrada y salda con un nivel
de precisión 2, según el RD 875/1984.
Los contadores se instalan de forma que la intensidad correspondiente a la
potencia máxima de la instalación fotovoltaica se encuentre entre el 50% de la
intensidad nominal y la intensidad máxima de precisión del contador. Los
contadores se han elegido, entre las marcas homologadas por la compañía
eléctrica distribuidora y certificados por la misma.
El equipo de medida de la energía eléctrica estará formado por un contador
de energía activa, trifásico, de tensión asignada 230/400 V y de 60 A de intensidad
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Memoria Página 23
máxima, que irá alojado en la Caja General de Protección y Medida. Su aislamiento
será de doble envolvente, clase 2, todo ello según norma UNE 60 521.
Puesta a tierra.
El electrodo de puesta a tierra será el de “puesta a tierra general del edificio”
que, en caso necesario se ampliará hasta obtener el valor adecuado. Esta
ampliación podrá realizarse colocando en derivación con el electrodo de puesta a
tierra general barras de acero-cobre de 2 m de longitud y 14 mm de diámetro,
hincadas verticalmente en el terreno co golpes cortos y no muy fuertes de forma
que se garantice una penetración sin roturas. La separación entre las barras, en
caso que hubiera que colocar más de una, será de 4 m como mínimo. Las barras
se unirán entre sí por medio de conductor de cobre desnudo de 35 mm2 de
sección.
La línea de enlace con tierra estará formada por conductor de cobre desnudo
de 35 mm2 de sección.
La sección de los conductores de protección será igual a la fijada por la
siguiente tabla en función de la sección de los conductores de fase o polares de la
instalación:
Secciones de los conductores de fase o
polares de la instalación (mm2)
Sección mínima de los conductores de
protección (mm2)
S ≤ 16
16 < S ≤ 35
S > 35
S*
16
S/2
* Con un mínimo de:
- 2,5 mm2 si los conductores de protección no forman parte de la canalización de
alimentación y tienen una protección mecánica
- 4 mm2 si los conductores de protección no forman parte de la canalización y no
tienen una protección mecánica
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Acometida.
Denominaremos, ACOMETIDA, a la línea en C.A, es este caso propiedad del
productor de energía, que unirá la salida del inversor, con el la CGP, y con el
equipo de medida. Los conductores a emplear podrán ser de cobre o aluminio. Esta
línea consideramos que esta regulada por la ITC.BT-11.
Atendiendo a su trazado, al sistema de instalación y a las características de
la red, la acometida podrá ser:
- Aérea, posada sobre fachada. Los cables serán aislados, de tensión
asignada 0,6/1 kV, y su instalación se hará preferentemente bajo conductos
cerrados o canales protectoras. Para los cruces de vías públicas y espacios
sin edificar, los cables podrán instalarse amarrados directamente en ambos
extremos. La altura mínima sobre calles y carreteras en ningún caso será
inferior a 6 m.
- Aérea, tensada sobre postes. Los cables serán aislados, de tensión
asignada 0,6/1 kV, y podrán instalarse suspendidos de un cable fiador o
mediante la utilización de un conductor neutro fiador. Cuando los cables
crucen sobre vías publicas o zonas de posible circulación rodada, la altura
mínima sobre calles y carreteras no será en ningún caso inferior a 6 m.
- Subterránea. Los cables serán aislados, de tensión asignada 0,6/1 kV, y
podrán instalarse directamente enterrados, enterrados bajo tubo o en
galerías, atarjeas o canales revisables.
- Aero-subterranea. Cumplirá las condiciones indicadas en los apartados
anteriores. En el paso de acometida subterránea a aérea o viceversa, el
cable ira protegido desde la profundidad establecida hasta una altura mínima
de 2,5 m por encima del nivel del suelo, mediante conducto rígido de las
siguientes características:
- Resistencia al impacto: Fuerte (6 julios)
- Temperatura mínima de instalación y servicio: -5ºC
- Temperatura máxima de instalación y servicio: + 60ºC
- Propiedades eléctricas: Continuidad eléctrica/aislante
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- Resistencia a la penetración de objetos sólidos: D>1 mm
- Resistencia a la corrosión (conductos metálicos): protección interior
media, exterior alta.
- Resistencia a la propagación de la llama: No propagador.
En el caso objeto de proyecto se ha previsto montar una línea de 3+N con
un calibre de 25 mm2, con aislamiento de 0’6/1 kV del tipo XLPE, que
discurrirá bajo tubo de PVC con un diámetro de 40 mm, y que discurrirá tal
como se indica en el plano de planta correspondiente
La clase de corriente, transportada por esta línea, será alterna trifásica de 50
Hz de frecuencia y en régimen permanente.
La tensión nominal, será de 400 V entre fases y 230 V entre fase y neutro.
1.5.- PROGRAMA DE NECESIDADES.-
Según disposición de recursos y requerimientos del cliente, se pretende
conseguir que la instalación de energía solar fotovoltaica para conexión a red, vierta
a la red la energía generada por una potencia nominal de 100 kW definida por la
potencia nominal de la suma de los inversores.
Experiencias contrastadas, demuestran que para obtener una producción
máxima compensando las pérdidas diversas del sistema fotovoltaico, así como
bajas potencias en horas punta del día, la potencia pico del conjunto de los
módulos fotovoltaicos ha de ser de un 10% a la potencia nominal del inversor. Por
tanto se instalará un número y potencia pico de paneles tal que su suma sea ese
10% superior a la del inversor, esto es:
Potencia instalada: 480 paneles x 230 Wp = 110.400 Wp
La potencia entregada a la red, variará en función de la radiación solar y la
temperatura existente en cada momento, si bien la potencia máxima a entregar,
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vendrá limitada por el inversor que se ha previsto montar. En el presente proyecto
se ha previsto montar un inversor trifásico con las siguientes características:
- Marca: Neos
- Modelo: Inverter 100
- Potencia máxima: 100 Kw.
- Sistema: Trifásico
-
Potencia nominal de la instalación: 100.000 W
1.6.- DESCRIPCION DE LA INSTALACION.
1.6.1. Instalaciones de enlace.
Podemos decir que las instalaciones de enlace están compuestas por los
elementos que se relacionan seguidamente:
- El propio conexionado del campo solar.
- El armario de conexión del campo solar.
- Las líneas de enlace en CC, entre el armario de conexiones y el inversor.
- El inversor.
- Las protecciones.
- La LGA, en CA.
- El transformador.
Entre los bloques de paneles y el armario de conexiones. Conexionado
campo solar.
El enlace entre los bloques de paneles y el armario de conexiones, se
realizará por medio de líneas individuales enterradas bajo tubos de PVC
individuales con conductores de 2x6 mm2, y aislamiento de 0’6/1 kv para el
campo 1.
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Memoria Página 27
Los paneles que se ha previsto emplear, trabajan dentro del siguiente rango
de tensiones:
- Tensión punto máxima potencia: 29,91 V
- Tensión de circuito abierto: 37,88 V
- Corriente punto de máxima potencia: 7,69 A
- Corriente de cortocircuito: 8,15 A
Tal como se explicó en apartados anteriores, se ha previsto realizar series
de 16 paneles, consecuentemente las tensiones/intensidades máximas que se
pueden llegar a obtener, son de 478,56 V / 7,69 Amp., consecuentemente y a fin
de estar dentro del nivel mínimo requerido, el cableado de los paneles, se realizará
con cable de cobre cuyo aislamiento será del tipo (0’6/1 Kv), y su sección no
inferior a los 4 mm2, el cableado discurrirá de caja a caja de conexión bajo tubo,
de tal forma que configure un sistema de instalación estanco del tipo IP45.
A pie de cada bloque de 16 paneles, se montara una caja de protección
bajo envolvente estanca, con los siguientes elementos:
- Los cartuchos fusibles de desconexión individual de 10 A.
Entre el armario de conexiones y el inversor
El enlace entre el armario de conexiones, y el inversor, se realizará por
medio de una línea con una sección de 2x50 mm2, y aislamiento de 0’6/1 kv, que
circulará por la cubierta bajo tubo de 50 mm.
Armario de conexiones del campo solar.
En el punto indicado en los planos, y lo más central posible con respecto a
todos los bloques de paneles, se instalará un armario por cada inversor, en el que
se centralizarán las protecciones individuales de cada uno de los conjuntos de
paneles.
Hasta el armario se ha previsto llegar con un total de 10 líneas
correspondientes a las agrupaciones que se han realizado. Cada línea se protegerá
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Memoria Página 28
por medio de magnetotérmicos de 2p de intensidades y tensiones adecuadas a la
máxima a proporcionar por bloque.
Las agrupaciones están compuestas por 3 en paralelo de 16 módulos cada
un en el inversor.
Agrupación de 3 strings:
- Potencia: 11040 W
- Corriente punto de máxima potencia: 25,63 A
- Tensión punto máxima producción: 478,56 V
- Tipo de corriente: C.C.
A pie de cada línea de paneles de 3 grupos en paralelo, se montara una
caja de protección bajo envolvente estanca, con los siguientes elementos:
Magnetotérmico 2P/32A/6kA.
Caja General de Protección y Medida.
La instalación solar tiene previsto el punto de enganche que facilitó la
empresa suministradora y que se indica en el anexo correspondiente.
La CGP estará compuesta por un esquema 10 normalizado, y será capaz
para fusibles de hasta 250 A. según recomendación UNESA 1403 A.
Se instalara en un nicho en pared, que se cerrara con una puerta
preferentemente metálica, con grado de protección IK 10 según UNE-EN 50.102,
revestida exteriormente de acuerdo con las características del entorno y estará
protegida contra la corrosión, disponiendo de una cerradura o candado normalizado
por la empresa suministradora. Los dispositivos de lectura de los equipos de
medida deberán estar situados a una altura comprendida entre 0,70 y 1,80 m. Se
ha previsto la instalación de un contador bidireccional o DOS contadores en
oposición, situando el contador de consumo aguas arriba y el de generación a
continuación. También se instalará los interruptores automáticos necesarios.
En el nicho se dejaran previstos los orificios necesarios para alojar los
conductores de entrada de la acometida.
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Cuando la fachada no linde con la vía pública, la caja general se situara en el
límite entre las propiedades públicas y privadas.
Las cajas de protección y medida a utilizar corresponderían a uno de los
tipos recogidos en las especificaciones técnicas de la empresa suministradora que
hayan sido aprobadas por la Administración Publica competente, en función del
número y naturaleza del suministro. Dentro de las mismas se instalarán
cortacircuitos fusibles en todos los conductores de fase o polares, con poder de
corte al menos igual a la corriente de cortocircuito prevista en el punto de su
instalación.
Las cajas de protección y medida cumplirán todo lo que sobre el particular se
indica en la Norma UNE-EN 60.439-1, tendrán grado de inflamabilidad según se
indica en la norma UNE-EN 60.439-3, una vez instaladas tendrán un grado de
protección IP43 según UNE 20.324 e IK 09 según UNE-EN 50.102 y serán
precintables.
La envolvente deberá disponer de la ventilación interna necesaria que
garantice la no formación de condensaciones. El material transparente para la
lectura será resistente a la acción de los rayos ultravioleta.
Las disposiciones generales de este tipo de caja quedan recocidas en la
ITC-BT-13.
Centro de Transformación.
El punto de entronque a red propuesto por Iberdrola es en B.T. en la misma
CGP del Almacén. No se ha previsto la instalación de ningún nuevo C.T.
1.6.2. Instalaciones receptoras.
Por ser la presente, una instalación de producción de energía eléctrica, las
instalaciones receptoras será la propia red de distribución eléctrica de la Compañía
Distribuidora.
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1.6.3. Puesta a tierra.
El electrodo de puesta a tierra será el de “puesta a tierra general del edificio”
que, en caso necesario se ampliará hasta obtener el valor adecuado. Esta
ampliación podrá realizarse colocando en derivación con el electrodo de puesta a
tierra general, barras de acero de cobre de 2 m de longitud y 14 mm de diámetro,
hincadas verticalmente en el terreno con golpes cortos y no muy fuertes que se
garantice una penetración sin roturas. La separación entre las barras, en caso de
que hubiera que colocar más de una, será de 4 m. como mínimo. Las barras se
unirán entre sí por medio de conductor de cobre desnudo de 35 mm2 de sección.
La línea de enlace con tierra estará formada por conductor de cobre desnudo
de 35 mm2 de sección.
1.6.4. Equipos de conexión de energía reactiva.
El único equipo del sistema susceptible de requerir energía reactiva es el
inversor, cuyo fabricante asegura un factor de potencia superior al 0,98. Por tanto,
no procede instalar equipos de compensación de factor de potencia.
1.6.5. Sistemas de señalización, alarma, control remoto y
comunicación.
Dichos sistemas serán competencia y objeto de estudios independientes
propuestos por el titular de la instalación.
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1.6.6. Alumbrados especiales.
Por no ser la presente instalación propia de la instalación receptora, no
procede la consideración de alumbrados especiales, encomendándose éstos, si
fuese necesario, a la instalación receptora del edificio.
1.7.- ESTUDIO DE PRECIOS.-
Los precios se han obtenido basándose en los siguientes datos de partida:
- Coste horario de mano de obra.
- Coste horario de maquinaria.
- Coste de materiales a pie de obra.
Con los datos anteriores y aplicando los rendimientos usuales en este tipo de
obras e instalaciones se han determinado los costes directos, y sumándoles a los
mismos un 5% de costes indirectos se ha obtenido el costo de ejecución material que
es el que consta en los cuadros de precios del presupuesto.
1.8.- DOCUMENTOS DE LOS QUE CONSTA EL PROYECTO.-
El presente Proyecto de “INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA DE 100 KW
CON CONEXIÓN A RED SOBRE CUBIERTA DE ALMACEN MUNICIPAL, EN N.U.
DE PILAR DE LA HORADADA”, consta de la siguiente documentación:
- DOCUMENTO Nº1: MEMORIA.
1.0.- ANTECEDENTES
1.1.- OBJETO DEL PROYECTO
1.2.- SITUACIÓN DE LAS OBRAS
1.3.- JUSTIFICACIÓN DE LAS OBRAS
1.4.- CLASIFICACIÓN Y CARACTERISTICAS LAS INSTALACIONES
1.5.- PROGRAMA DE NECESIDADES
1.6.- DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS E INSTALACIONES
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Memoria Página 32
1.7.- ESTUDIO DE PRECIOS
1.8.- DOCUMENTOS DE LOS QUE CONSTA EL PROYECTO
1.9.- CLASIFICACIÓN DEL CONTRATISTA
1.10.- REVISIÓN DE PRECIOS
1.11.- PLAZOS DE EJECUCIÓN Y GARANTÍA
1.12.- DECLARACIÓN DE OBRA COMPLETA
1.13.- PRESUPUESTO
1.14.- SEGURIDAD Y SALUD
1.15.- NORMATIVA DE OBLIGADO CUMPLIMIENTO
1.16.- CONTROL DE CALIDAD
1.17.- PERSONAL A OCUPAR
1.18.- CONCLUSIÓN FINAL
ANEJOS:
Anejo 1: Justificación de precios.
Anejo 2: Justificación del coeficiente K de costes indirectos.
Anejo 3: Punto de conexión red. Iberdrola.
Anejo 4: Plan de obra.
Anejo 5: Reportaje fotográfico.
Anejo 6: Cálculos mecánicos cubierta almacén.
- DOCUMENTO Nº 2 : CALCULOS JUSTIFICATIVOS ELECTRICOS.
2.1. Tensión nominal y caída de tensión máxima admisible. 2.2. Fórmulas utilizadas. 2.3. Potencias. 2.4. Cálculos eléctricos. 2.4.1. Cálculo de las secciones de los conductores y diámetros de los tubos de canalización a utilizar. 2.4.2. Resumen de cálculo de secciones de los conductores y diámetros de los tubos. 2.4.3. Intensidades de cortocircuito. 2.4.3.1. Cortocircuitos. 2.4.3.2. Sobretensiones. 2.5. Cálculos del sistema de protección contra contactos indirectos.
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Memoria Página 33
- DOCUMENTO Nº 3: PLIEGO DE PRESCRIPCIONES TECNICAS
PARTICULARES.
3.1. Condiciones generales.
3.1.1. Datos de la obra
3.1.2. Replanteo de la obra.
3.1.3. Facilidades para la inspección.
3.1.4. Limpieza y seguridad de las obras.
3.1.5. Medios auxiliares.
3.1.6. Ejecución de las obras.
3.1.7. Gastos por cuenta del contratista.
3.1.8. Pruebas Reglamentarias.
3.1.9. Condiciones de uso, mantenimiento y seguridad.
3.1.10. Certificados y documentación.
3.1.11. Libro de órdenes.
3.2. Calidad de los materiales.
3.3. Condiciones Técnicas de la instalación fotovoltaica.
1. Objeto.
2. Generalidades.
3. Definiciones.
4. Diseño.
5. Componentes y materiales.
6. Recepción y pruebas.
7. Cálculo de la producción anual esperada.
8. Requerimientos técnicos al contrato de mantenimiento.
Anexo I: Medida de la potencia instalada.
Anexo II: Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación del generador.
Anexo III: Cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombras.
3.4. Normas de ejecución de las instalaciones.
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Memoria Página 34
- DOCUMENTO Nº 4: PLANOS.
1. Situación y emplazamiento.
2. Planta General - cubierta
3. Instalación canalización eléctrica cubierta.
4. Esquema unifilar.
5. Sala técnica, inversores, detalle equipos de medida.
6. Detalle modulo placa solar.
7. Detalle instalación estructura.
- DOCUMENTO Nº 5: PRESUPUESTO.
- Mediciones.
- Cuadro de precios nº 1.
- Cuadro de precios nº 2.
- Presupuesto de Ejecución Material.
- Presupuesto Base de Licitación.
- ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD.
- Se presenta como un documento anexo.
1.9.- CLASIFICACION DEL CONTRATISTA.-
La clasificación a exigir para la ejecución de la presente obra, conforme a lo
dispuesto en el Reglamento General de la Ley de Contratos de Las Administraciones
Públicas y demás normativa de aplicación será de: Considerando la cuantía del
proyecto (inferior a 350.000 euros) no será necesario clasificación específica del
contratista, en virtud de la disposición adicional sexta del Real Decreto-Ley 9/2008.
El contratista deberá ser Instalador Autorizado por Organismo correspondiente
para la instalación objeto del presente proyecto.
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Memoria Página 35
1.10.- REVISION DE PRECIOS.-
Dado que el plazo de ejecución de la obra es de CUATRO (4) meses, ésta no
estará sujeta a revisión de precios.
1.11.- PLAZOS DE EJECUCION Y GARANTIA.-
Los estudios para la confección del plan de obra nos indican que el plazo
idóneo para la ejecución de las mismas, es de CUATRO (4) MESES.
El plazo de garantía será de DOCE (12) MESES contado a partir de la
recepción provisional.
1.12.- DECLARACION DE OBRA COMPLETA.-
El presente proyecto describe una OBRA COMPLETA susceptible por
consiguiente de ser entregada al uso general y al servicio correspondiente, sin
necesidad de proyectos adicionales, y sin perjuicio de las ulteriores ampliaciones de
que posteriormente puedan ser objeto.
1.13.- PRESUPUESTO.-
Con las mediciones efectuadas y aplicando a las mismas los precios del
Cuadro nº1, se obtiene un Presupuesto de Ejecución Material de DOSCIENTOS
NOVENTA Y SIETE MIL TRECE EUROS CON TREINTA Y CINCO EUROS
(297.013,35 €).
El Presupuesto base de Licitación de las Obras Proyectadas (sin IVA),
aplicando un 13% en concepto de Gastos Generales y un 6% en concepto de
Beneficio Industrial asciende a la cantidad de TRESCIENTOS CUARENTA Y
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Memoria Página 36
NUEVE MIL OCHOCIENTOS SETENTA Y CINCO EUROS CON OCHENTA Y
NUEVE CENTIMOS (349.875,89 €), resultando un IVA de CINCUENTA Y CINCO
MIL NOVECIENTO OCHENTA EUROS CON CATORCE CENTIMOS (55.980,14 €).
1.14.- SEGURIDAD Y SALUD.-
De acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 1627/1997, de 24 Octubre,
se redacta el correspondiente Estudio de Seguridad y Salud, que se presenta como un
documento anexo al proyecto.
1.15.- NORMATIVA DE OBLIGADO CUMPLIMIENTO.-
Será de aplicación en las obras contempladas en el presente Proyecto, la
siguiente normativa:
- LEY 30/2007, de 30 de Octubre, de Contratos del Sector Público. - LEY 31/1995, de 3 de Noviembre, de Prevención de Riesgos Laborales.
- REAL DECRETO 1627/1997 de 24 de Octubre, por el que se establecen las disposiciones mínimas en materia de Seguridad y Salud en las obras de construcción, y normativa complementaria y desarrollo posterior. - REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO PARA BAJA TENSIÓN, aprobado por Real Decreto 842/2002 del Ministerio de Ciencia y Tecnología de 2 de Agosto.
- LEY 32/2006, de 18 de Octubre, reguladora de la SUBCONTRATACION en el sector de la construcción y REGLAMENTO de desarrollo.
Ley 54/1997 de 27 de Noviembre del Sector Eléctrico.
→ Decreto 177/2005, de 18 de Noviembre, del Consell de la Generalitat, por el que se regula el procedimiento administrativo aplicable a determinadas instalaciones de energía solar fotovoltaica.
→ Resolución de 31 de Mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.
→ Código Técnico de la Edificación, según Real Decreto 314/2006, de 17 de Marzo de 2006.
→ Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
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Memoria Página 37
→ REAL DECRETO 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología.
→ Real Decreto 1663/2000 de 29 de Septiembre sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de BT.
→ 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.
→ Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión e Instrucciones Técnicas Complementarias (Real Decreto 842/2002 de 2 de agosto de 2002)
→ Reglamento de acometidas eléctricas, aprobado por el Real Decreto 2.994/1.982 de 15 de Octubre de 1.982, B.O.E. 12 de Noviembre de 1.989.
→ Ley 31/1995, de 8 de noviembre, de Prevención de Riesgos Laborables. → 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.
→ Resolución de 20 de junio de 2003 de la Dirección General de Industria y Energía, por la que se modifican los anexos de las Ordenes 17 de julio de 1989 de la Consejería de Industria Comercio y Turismo y a sus modificaciones publicadas en la Orden de 12 de febrero de 2001 por la que se establecen los contenidos mínimos en proyectos en industrias y otras instalaciones industriales.
→ ORDENANZAS MUNICIPALES EN VIGOR Así como cualquier otra que sea de aplicación en el momento de la ejecución de las obras.
1.16.- CONTROL DE CALIDAD.-
Será potestativo en todo momento por parte de la Dirección Facultativa de las
obras, la modificación cualitativa y cuantitativa de la relación de ensayos propuestos,
adaptándolo según su criterio a las exigencias específicas de la situación.
El presupuesto total de ensayos a cargo del contratista no podrá exceder del
uno por ciento (1%) del presupuesto de adjudicación de la obra, salvo manifiestas
irregularidades en la construcción por parte del contratista.
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Memoria Página 38
1.17.- PERSONAL A CONTRATAR.-
De acuerdo con las características de las obras, volumen y su plazo de
ejecución, se estima que el número máximo de trabajadores que pueden concurrir a
dichas obras e instalaciones será de 10 trabajadores.
1.18.- CONCLUSION FINAL.-
Las obras descritas en la presente Memoria y demás documentos del Proyecto,
se entienden suficientes a los efectos previstos de aprobación por la Superioridad a la
cual se somete, así como para el desarrollo y ejecución de las obras descritas. No
obstante los Técnicos que suscriben quedan a disposición de la Superioridad para
cuantas aclaraciones estimen oportunas en relación con el presente Proyecto.
Pilar de la Horadada, Diciembre de 2009.
Por el AREA INFRAESTRUCTURAS MUNICIPAL.
D. Antonio Martínez García.
D. Juan Fco. García Corbalán.
ANEJOS
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MUNICIPAL EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
Anejo 1 Página 1
ANEJO Nº 1.- JUSTIFICACION DE PRECIOS.
1 INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA
1.1 01.1 Ud Instalación de armario de protección y medida (CPM), con módulo aislantey precintable a montar en fachada. Con capacidad para 1 contadorbidireccional y/o 2 contadores trifásicos con interruptor y protecciones,instalado y probado funcionando, según normas de la Cía. suministradoray vigente reglamento de baja tensión.
00002 1,00 Ud Armario completo 1.146,27 1.146,27O01OB200a 1,44 h. Oficial 1ª Electricista 28,00 40,32O01OB220a 1,44 h. Ayudante-Electricista 25,00 36,00% 1,00 % Medios auxiliares 1.222,59 12,23
3,00 % Costes indirectos 1.234,82 37,04
Precio total por Ud .................................................. 1.271,86
1.2 01.2 ML Línea unipolar de cobre con aislamiento de 1000V, formada por unconjunto de conductores de 4x35 + TT 16, bajo tubo de 90 mm, inclusoparte proporcional de accesorios y posibles arquetas.
00003 1,00 ml Línea de cobre 4x25 + TT 16 + tubo de 4… 7,41 7,41O01OB200a 0,36 h. Oficial 1ª Electricista 28,00 10,08O01OB220a 0,36 h. Ayudante-Electricista 25,00 9,00% 1,00 % Medios auxiliares 26,49 0,26
3,00 % Costes indirectos 26,75 0,80
Precio total por ML .................................................. 27,55
1.3 01.3 Ud Armario protección línea de enlace CA, compuesto de: armario IP65,magnetotérmico 3+N de 160 A y diferencial 4x160 A, 30 mA, totalmenteinstalado.
00004 1,00 Ud Armario IP 65 43,00 43,0000005 1,00 Ud magnetotérmico 3+N 160A, bloque difere… 136,28 136,28O01OB200a 0,40 h. Oficial 1ª Electricista 28,00 11,20O01OB220a 0,40 h. Ayudante-Electricista 25,00 10,00% 1,00 % Medios auxiliares 200,48 2,00
3,00 % Costes indirectos 202,48 6,07
Precio total por Ud .................................................. 208,55
1.4 01.4 Ml Canalización para linea eléctrica alojada en zanja de 0.4 x 0.70 m, formadapor UN tubo de PE doble pared corrugada exterior y lisa interior de 90/75mm de diametro, apertura zanja, protegido y tapado con hormigón en masaHM20, cinta de señalización, tapado y compactado con zahorras, inclusocorte y reposición de pavimentación existente, incluso rep de serviciosexistentes.
ECMZ.1dd 0,28 m3 Excv zanja duros mart 12,00 3,36ECMT.1bacb 0,28 m3 Transp tierra 10km s/carga 2,36 0,66PIEC17i 1,00 m Tubo PE doble pared 90/75 1,50 1,50A080 0,16 M3 Hormigón HM-20/P/20, MR 60,00 9,60ECMR.6cc 0,12 m3 Relleno extendido zahorra mtnv 12,06 1,45O01OA030a 0,25 h. Oficial primera albañilería 20,00 5,00O01OA050a 0,25 h. Ayudante albañilería 18,00 4,50REPOSERV 3,00 PP Parte proporcional reposicion servicios 2,40 7,20%0300 3,00 % Medios auxiliares 33,27 1,00
3,00 % Costes indirectos 34,27 1,03
Precio total por Ml .................................................. 35,30
1.5 01.5 ml Línea unipolar de cobre con aislamiento de 1000V, formada por unconjunto de conductores de 2x50 + TT 25, bajo tubo de 50 mm, inclusoparte proporcional de accesorios y posibles arquetas.
00006 1,00 ml Línea de cobre 2x50 + TT 25 + tubo de 5… 14,37 14,37O01OB200a 0,32 h. Oficial 1ª Electricista 28,00 8,96O01OB220a 0,32 h. Ayudante-Electricista 25,00 8,00% 1,00 % Medios auxiliares 31,33 0,31
3,00 % Costes indirectos 31,64 0,95
Precio total por ml .................................................. 32,59
Anejo de justificación de preciosNº Código Ud Descripción Total
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 1
1.6 01.6 Ud Armario protección línea de enlace CC, compuesto de: armario IP65,interruptor automático compac NS-315, capaz para 320 A, 2p, 550 V, ymagnetotérmico 2p para 320 A, totalmente instalado.
00004 1,00 Ud Armario IP 65 43,00 43,0000007 1,00 ud interruptor automático compac NS-315 3… 430,81 430,81O01OB200a 1,44 h. Oficial 1ª Electricista 28,00 40,32O01OB220a 1,44 h. Ayudante-Electricista 25,00 36,00% 1,00 % Medios auxiliares 550,13 5,50
3,00 % Costes indirectos 555,63 16,67
Precio total por Ud .................................................. 572,30
1.7 01.7 Ud Módulo policristalino, tipo PEPV230 ó similar, constituido por 60 célulascuadradas fotovoltáicas de silicio policristalino de alta eficiencia queproporcionan una potencia máxima de 230 W y una tención de salidanominal de 24 V y máxima de 29,91 V. De medidas 1676 x 998 x 41 mm y 22kg de peso. El módulo está formado por un cristal de alto nivel detransmisividad, con etil-vinil-acetato modificado (EVA) como encapsulanteen la fabricación de los módulos. La lámina posterior consta de variascapas, cada una con una fución específica, ya sea adhesión, aislamientoeléctrico o aislamiento frente a las inclemencias meteorológicas. El marcoestá fabricado con aluminio anodizado que provee al perfil de unaresistencia mucho mayor a la corrosión. Totalmente instalado yfuncionando.
00008 1,00 Ud Módulo 60 cél fot 230 W salida 24-30 V. 372,80 372,80O01OB200a 0,72 h. Oficial 1ª Electricista 28,00 20,16O01OB220a 0,72 h. Ayudante-Electricista 25,00 18,00% 1,00 % Medios auxiliares 410,96 4,11
3,00 % Costes indirectos 415,07 12,45
Precio total por Ud .................................................. 427,52
1.8 01.8 Ud Bloque para apoyo de 16 unidades módulos/paneles solares, tipo MUPROó similar, de estructura metálica realizada a partir de pórtico pletina de50x8 mm de acero galvanizado por electrolisis y anclado al emplazamientofinal mediante perfil omega de 2mm de espesor galvanizado y espárragosroscados con anclajes químicos. Los módulos se sujetan al pórtico através de perfiles correa amarrados a los pórticos mediante tornillosM8x20 con calidad 8,8. Todo ello completamente instalado segúnindicaciones de la dirección técnica tanto al inicio de los trabajos como alfinal. Incluso cableado del mismo y parte proporcional de soportesbásicos, protección y línea de enlace, totalmente instalado y terminado,según detalle de planos.
00009 1,00 ud Soporte metálico 16 paneles pletina 50x8… 378,90 378,9000010 16,00 ud Cableado paneles 2x6mm2 con entubado 16,09 257,4400011 1,00 ud Caja estanca IP45 para equipo protección 43,10 43,1000012 16,00 ud Portafusibles y fusible 10 A 17,96 287,3600013 1,00 Pp P.p. armario bonero con accesorios y line… 43,10 43,10O01OA030a 0,72 h. Oficial primera albañilería 20,00 14,40O01OA050a 0,72 h. Ayudante albañilería 18,00 12,96O01OB200a 1,43 h. Oficial 1ª Electricista 28,00 40,04O01OB220a 1,43 h. Ayudante-Electricista 25,00 35,75% 1,00 % Medios auxiliares 1.113,05 11,13
3,00 % Costes indirectos 1.124,18 33,73
Precio total por Ud .................................................. 1.157,91
Anejo de justificación de preciosNº Código Ud Descripción Total
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 2
1.9 01.9 ML Línea de enlace entre bloque de paneles y armario y accesorios, línea demando de protección, RV 0,6/1 kV 35mm. Línea de cobre monofásica conun aislamiento de tensión nominal de 0,6/1 kV formada porfase+neutro+tierra de 35 mm2 de sección, enterrada bajo tubo rígido dePVC de 110 mm de diámetro, incluso parte proporcional de pequeñomaterial y piezas especiales, totalmente instalada, conectada y en correctoestado de funcionamiento, según RBT vigente.
00014 1,00 ml Línea enlace F+N+T 35mm2 0,6/1 kV tub… 10,77 10,77O01OB200a 0,72 h. Oficial 1ª Electricista 28,00 20,16O01OB220a 0,72 h. Ayudante-Electricista 25,00 18,00% 1,00 % Medios auxiliares 48,93 0,49
3,00 % Costes indirectos 49,42 1,48
Precio total por ML .................................................. 50,90
1.10 01.10 ML Línea de enlace entre bloque de paneles y armario y accesorios, línea demando de protección, RV 0,6/1 kV 25mm. Línea de cobre monofásica conun aislamiento de tensión nominal de 0,6/1 kV formada porfase+neutro+tierra de 25 mm2 de sección, colocada en tubo rígido de PVCde 40 mm de diámetro, incluso parte proporcional de pequeño material ypiezas especiales, totalmente instalada, conectada y en correcto estado defuncionamiento, según RBT vigente.
00015 1,00 ml Línea enlace F+N+T 25mm2 0,6/1 kV tub… 7,18 7,18O01OB200a 0,72 h. Oficial 1ª Electricista 28,00 20,16O01OB220a 0,71 h. Ayudante-Electricista 25,00 17,75% 1,00 % Medios auxiliares 45,09 0,45
3,00 % Costes indirectos 45,54 1,37
Precio total por ML .................................................. 46,91
1.11 01.11 Ud Inversor, tipo Neos Inverter ó similar, de 100 kW de potencia nominal paraconexión a C.A. de la energía generada, integrado en envolvente IP20, demedidas 1900x800x800 mm y 600 kg de peso, display con dos líneas deiluminación de fondo, con alimentación trifásica mediante 2 polos positivoy negativo en C.C. a 320-800 V de tensión de salida en trifásica a 400 V,corriente de entrada máxima a 330 A. Totalmente instalado y funcionando.
00016 1,00 ud Inversor 100 kW C.C./C.A. I=330 A 16.310,27 16.310,27M07CG010 1,00 h. Camión con grúa 6 t. 26,99 26,99O01OB200a 1,32 h. Oficial 1ª Electricista 28,00 36,96O01OB220a 1,30 h. Ayudante-Electricista 25,00 32,50% 1,00 % Medios auxiliares 16.406,72 164,07
3,00 % Costes indirectos 16.570,79 497,12
Precio total por Ud .................................................. 17.067,91
1.12 01.12 ML Conducción de puesta a tierra enterrada a una profundidad mínima de 80cm, instalada con conductor de cobre desnudo de 35 mm2 de secciónincluso parte proporcional de ayuda de albañilería, picas,desconectadores, etc.
00017 1,00 ml Cable de cobre desnudo 35 mm2 6,35 6,3500018 1,00 ud Pica metálica cobreada de 2 m 12,93 12,9300019 0,20 ud Desconectador 8,74 1,7500020 1,00 ud Taco collarín de sujeción y accesorios 1,31 1,31O01OB200a 0,11 h. Oficial 1ª Electricista 28,00 3,08O01OB220a 0,11 h. Ayudante-Electricista 25,00 2,75O01OA030a 0,09 h. Oficial primera albañilería 20,00 1,80O01OA050a 0,09 h. Ayudante albañilería 18,00 1,62% 1,00 % Medios auxiliares 31,59 0,32
3,00 % Costes indirectos 31,91 0,96
Precio total por ML .................................................. 32,87
Anejo de justificación de preciosNº Código Ud Descripción Total
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 3
2 SEGURIDAD Y SALUD
2.1 Seguridad ud Compendio de Medidas de Seguridad y Salud, según desglose en Estudiode Seguridad y Salud redactado como anexo y complemento del presenteproyecto.
Sin descomposición 2.772,363,00 % Costes indirectos 2.772,36 83,17
Precio total redondeado por ud .............................… 2.855,53
Anejo de justificación de preciosNº Código Ud Descripción Total
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 4
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MUNICIPAL EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
Anejo 2 Página 1
ANEJO Nº 2.- JUSTIFICACION DEL COEFICIENTE K DE COSTES
INDIRECTOS.
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Anejo 2 Página 2
CALCULO DEL COEFICIENTE K DE LOS COSTES INDIRECTOS Según la Orden Ministerial de 12 de Junio de 1968, BOE del 25 de Julio y posteriores modificaciones, los precios de ejecución material se obtendrán por la siguiente fórmula:
P = (1 – K/100) x C Donde: P= Precio de Ejecución Material K= Porcentaje de Costes Indirectos C= Coste Directo (euros) Los costes directos son los resultantes de aplicar a cada unidad la suma de costes de materiales a pie de obra, maquinaria, mano de obra y medios auxiliares. El coeficiente K de costes indirectos se compone de dos sumandos: ♦ K1 es el correspondiente a imprevistos que para este tipo de obras se estima en
un 1%. ♦ K2 es la relación entre los gastos no imputables directamente a las unidades
concretas sino al conjunto de la obra y que en esta obra los valoramos en los siguientes capítulos:
CONCEPTO IMPORTEAlmacén / oficinas obra 360’00Personal técnico de obra 4.809’00Personal administrativo 540’00 SUMA 5.709’00
El presupuesto en costes directos asciende a 285.449’85 Euros.
K2 = 5.709’00 / 285.449’85 = 0.02 = 2 %
TOTAL VALOR DE K = K1 + K2 = 1.0 + 2.0 = 3.0 %
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Anejo 3 Página 1
ANEJO Nº 3.- PUNTO DE CONEXIÓN RED IBERDROLA.
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Anejo 4 Página 1
ANEJO Nº 4.- PLAN DE OBRA.
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Anejo 4 Página 2
A continuación se presenta un cuadro que representa la duración y valoraciones
previstas para llevar a cabo las obras que se pretenden acometer.
PLAN DE EJECUCION DE LAS OBRASINSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA EN ALMACEN MUNICIPAL PILAR HORADADA.
PLAZO DE EJECUCION 4 MESES
83,77 100,00
17.067,91
30.160,00
246.309,52 294.013,35
35,14 16,23
103.556,65
142.990,84
35,22
48,63
39.434,19
39.434,19
13,41
13,41
294.013,35
3.983,013.983,01
2.855,53
239.946,90
713,88 951,85
EJEC MATERIAL MENSUAL
EJEC MATERIAL ACUMULADO
% EJEC MENSUAL
% EJEC MENSUAL ACUMULADO
VALORACION
INSTALACIONES DE ENLACE
VALORACION
INSTALACION CAMPO SOLAR
VALORACION
CONEXIONES ELECTRICAS
VALORACION
SEGURIDAD Y SALUD
INSTAL. INVERSOR
VALORACION
TOTALACTIVIDAD MES 1 MES 2 MES 3 MES 4
34.737,30 102.604,80
17.067,91
30.160,00
102.604,80
713,88 475,92
103.318,68 47.703,83
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MUNICIPAL EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
Anejo 5 Página 1
ANEJO Nº 5.- REPORTAJE FOTOGRAFICO.
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Anejo 5 Página 2
A continuación se adjuntan fotografías del estado actual de los puntos donde se
pretenden ejecutar el soterramiento de contenedores.
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Página 1
Índice 1.- Nudos 2.- Barras: Características Mecánicas 3.- Barras: Materiales Utilizados 4.- Cargas (Barras) 5.- Desplazamientos 6.- Reacciones 7.- Esfuerzos 8.- Tensiones 9.- Flechas (Barras)
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EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
Página 2
1.- Nudos
Coordenadas (m) Coacciones Nudos
X Y Z DX DY DZ GX GY GZ V0 EP DX/DY/DZ Dep. Vínculos
1 0.000 0.000 0.000 X X X X X X X - - Empotrado 2 0.000 0.000 6.000 - - - - - - - - - Empotrado
3 0.000 17.500 9.200 - - - - - - - - - Empotrado
4 0.000 35.000 0.000 X X X X X X X - - Empotrado
5 0.000 35.000 6.000 - - - - - - - - - Empotrado 2.- Barras: Características Mecánicas
Inerc.Tor. Inerc.y Inerc.z Sección Descripción
cm4 cm4 cm4 cm2
Acero, IPE-500, Perfil simple (IPE) 91.800 48200.000 2140.000 116.000 Acero, IPE-450, Simple con cartelas (IPE) 65.900 33740.000 1680.000 98.800
3.- Barras: Materiales Utilizados
Mód.elást. Mód.el.trans. Lím.elás.\Fck Co.dilat. Peso espec. Material
(GPa) (GPa) (MPa) (m/m°C) (KN/m3)
Acero (A42) 206.01 79.23 255.06 1.2e-005 77.01 4.- Cargas (Barras)
Cargas Dirección Barras Hipót. Tipo P1 P2 L1 (m) L2 (m) X Y Z
1/2 1 (PP 1) Uniforme 0.893 KN/m - - - 0.000 0.000 -1.000 1/2 3 (V 1) Uniforme 3.413 KN/m - - - 0.000 1.000 0.000
1/2 4 (V 2) Uniforme 3.413 KN/m - - - 0.000 1.000 0.000
1/2 5 (V 3) Uniforme 1.476 KN/m - - - 0.000 -1.000 0.000
1/2 6 (V 4) Uniforme 1.476 KN/m - - - 0.000 -1.000 0.000
1/2 7 (V 5) Uniforme 3.891 KN/m - - - 0.000 -1.000 0.000
1/2 8 (V 6) Uniforme 2.432 KN/m - - - 0.000 -1.000 0.000
2/3 1 (PP 1) Trapez. 1.279 KN/m 1.127 KN/m 0.000 1.000 0.000 0.000 -1.000
2/3 1 (PP 1) Trapez. 1.127 KN/m 0.974 KN/m 1.000 2.000 0.000 0.000 -1.000
2/3 1 (PP 1) Faja 0.761 KN/m - 2.000 15.790 0.000 0.000 -1.000
2/3 1 (PP 1) Trapez. 0.974 KN/m 1.127 KN/m 15.790 16.790 0.000 0.000 -1.000
2/3 1 (PP 1) Trapez. 1.127 KN/m 1.279 KN/m 16.790 17.790 0.000 0.000 -1.000
2/3 1 (PP 1) Uniforme 1.444 KN/m - - - 0.000 0.000 -1.000
2/3 2 (SC 1) Puntual 0.981 KN - 8.895 - 0.000 0.000 -1.000
2/3 3 (V 1) Faja 6.507 KN/m - 0.000 1.871 0.000 -0.180 0.984
2/3 3 (V 1) Faja 2.585 KN/m - 1.871 17.790 0.000 -0.180 0.984
2/3 4 (V 2) Faja 0.631 KN/m - 0.000 1.871 0.000 0.180 -0.984
2/3 4 (V 2) Faja 0.631 KN/m - 1.871 17.790 0.000 0.180 -0.984
2/3 5 (V 3) Faja 0.717 KN/m - 0.000 15.920 0.000 -0.180 0.984
2/3 5 (V 3) Faja 2.611 KN/m - 15.920 17.790 0.000 -0.180 0.984
2/3 6 (V 4) Faja 1.638 KN/m - 0.000 15.920 0.000 -0.180 0.984
2/3 6 (V 4) Faja 1.638 KN/m - 15.920 17.790 0.000 -0.180 0.984
PROYECTO DE INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA DE 100 KW CON CONEXIÓN A RED SOBRE CUBIERTA DE ALMACEN MUNICIPAL
EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
Página 3
2/3 7 (V 5) Uniforme 3.805 KN/m - - - 0.000 -0.180 0.984
2/3 8 (V 6) Uniforme 3.216 KN/m - - - 0.000 -0.180 0.984
2/3 9 (N 1) Uniforme 0.984 KN/m - - - 0.000 0.000 -1.000
2/3 10 (N 2) Uniforme 0.492 KN/m - - - 0.000 0.000 -1.000
2/3 11 (N 3) Uniforme 0.984 KN/m - - - 0.000 0.000 -1.000
5/3 1 (PP 1) Trapez. 1.279 KN/m 1.127 KN/m 0.000 1.000 0.000 0.000 -1.000
5/3 1 (PP 1) Trapez. 1.127 KN/m 0.974 KN/m 1.000 2.000 0.000 0.000 -1.000
5/3 1 (PP 1) Faja 0.761 KN/m - 2.000 15.790 0.000 0.000 -1.000
5/3 1 (PP 1) Trapez. 0.974 KN/m 1.127 KN/m 15.790 16.790 0.000 0.000 -1.000
5/3 1 (PP 1) Trapez. 1.127 KN/m 1.279 KN/m 16.790 17.790 0.000 0.000 -1.000
5/3 1 (PP 1) Uniforme 1.444 KN/m - - - 0.000 0.000 -1.000
5/3 2 (SC 1) Puntual 0.981 KN - 8.895 - 0.000 0.000 -1.000
5/3 3 (V 1) Faja 0.717 KN/m - 0.000 15.920 0.000 0.180 0.984
5/3 3 (V 1) Faja 2.611 KN/m - 15.920 17.790 0.000 0.180 0.984
5/3 4 (V 2) Faja 1.638 KN/m - 0.000 15.920 0.000 0.180 0.984
5/3 4 (V 2) Faja 1.638 KN/m - 15.920 17.790 0.000 0.180 0.984
5/3 5 (V 3) Faja 6.507 KN/m - 0.000 1.871 0.000 0.180 0.984
5/3 5 (V 3) Faja 2.585 KN/m - 1.871 17.790 0.000 0.180 0.984
5/3 6 (V 4) Faja 0.631 KN/m - 0.000 1.871 0.000 -0.180 -0.984
5/3 6 (V 4) Faja 0.631 KN/m - 1.871 17.790 0.000 -0.180 -0.984
5/3 7 (V 5) Uniforme 3.805 KN/m - - - 0.000 0.180 0.984
5/3 8 (V 6) Uniforme 3.216 KN/m - - - 0.000 0.180 0.984
5/3 9 (N 1) Uniforme 0.984 KN/m - - - 0.000 0.000 -1.000
5/3 10 (N 2) Uniforme 0.984 KN/m - - - 0.000 0.000 -1.000
5/3 11 (N 3) Uniforme 0.492 KN/m - - - 0.000 0.000 -1.000
4/5 1 (PP 1) Uniforme 0.893 KN/m - - - 0.000 0.000 -1.000
4/5 3 (V 1) Uniforme 1.476 KN/m - - - 0.000 1.000 0.000
4/5 4 (V 2) Uniforme 1.476 KN/m - - - 0.000 1.000 0.000
4/5 5 (V 3) Uniforme 3.413 KN/m - - - 0.000 -1.000 0.000
4/5 6 (V 4) Uniforme 3.413 KN/m - - - 0.000 -1.000 0.000
4/5 7 (V 5) Uniforme 3.891 KN/m - - - 0.000 1.000 0.000
4/5 8 (V 6) Uniforme 2.432 KN/m - - - 0.000 1.000 0.000 5.- Desplazamientos
DESPLAZAMIENTOS (EJES GENERALES) Nudos Descripción
DX (m) DY (m) DZ (m) GX (rad) GY (rad) GZ (rad)
1 Hipótesis 1: PP 1 (Carga permanente) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 2: SC 1 (Sobrecarga de uso) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 3: V 1 (0 grados. Presión exterior tipo 1) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 4: V 2 (0 grados. Presión exterior tipo 2) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 5: V 3 (180 grados. Presión exterior tipo 1) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 6: V 4 (180 grados. Presión exterior tipo 2) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 7: V 5 (90 grados) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 8: V 6 (270 grados) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 9: N 1 (Sobrecarga de nieve 1) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 10: N 2 (Sobrecarga de nieve 2) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 11: N 3 (Sobrecarga de nieve 3) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
2 Hipótesis 1: PP 1 (Carga permanente) 0.0000 -0.0091 -0.0001 -0.0004 0.0000 0.0000
2 Hipótesis 2: SC 1 (Sobrecarga de uso) 0.0000 -0.0002 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
2 Hipótesis 3: V 1 (0 grados. Presión exterior tipo 1) 0.0000 0.0040 0.0001 0.0017 0.0000 0.0000
2 Hipótesis 4: V 2 (0 grados. Presión exterior tipo 2) 0.0000 0.0119 0.0000 -0.0024 0.0000 0.0000
PROYECTO DE INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA DE 100 KW CON CONEXIÓN A RED SOBRE CUBIERTA DE ALMACEN MUNICIPAL
EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
Página 4
2 Hipótesis 5: V 3 (180 grados. Presión exterior tipo 1) 0.0000 0.0104 0.0001 -0.0010 0.0000 0.0000
2 Hipótesis 6: V 4 (180 grados. Presión exterior tipo 2) 0.0000 -0.0076 0.0000 0.0026 0.0000 0.0000
2 Hipótesis 7: V 5 (90 grados) 0.0000 0.0134 0.0002 0.0007 0.0000 0.0000
2 Hipótesis 8: V 6 (270 grados) 0.0000 0.0115 0.0001 0.0006 0.0000 0.0000
2 Hipótesis 9: N 1 (Sobrecarga de nieve 1) 0.0000 -0.0039 0.0000 -0.0002 0.0000 0.0000
2 Hipótesis 10: N 2 (Sobrecarga de nieve 2) 0.0000 -0.0040 0.0000 0.0002 0.0000 0.0000
2 Hipótesis 11: N 3 (Sobrecarga de nieve 3) 0.0000 -0.0018 0.0000 -0.0005 0.0000 0.0000
3 Hipótesis 1: PP 1 (Carga permanente) 0.0000 0.0000 -0.0521 0.0000 0.0000 0.0000
3 Hipótesis 2: SC 1 (Sobrecarga de uso) 0.0000 0.0000 -0.0012 0.0000 0.0000 0.0000
3 Hipótesis 3: V 1 (0 grados. Presión exterior tipo 1) 0.0000 -0.0030 0.0413 -0.0020 0.0000 0.0000
3 Hipótesis 4: V 2 (0 grados. Presión exterior tipo 2) 0.0000 0.0095 0.0122 0.0030 0.0000 0.0000
3 Hipótesis 5: V 3 (180 grados. Presión exterior tipo 1) 0.0000 0.0030 0.0413 0.0020 0.0000 0.0000
3 Hipótesis 6: V 4 (180 grados. Presión exterior tipo 2) 0.0000 -0.0095 0.0122 -0.0030 0.0000 0.0000
3 Hipótesis 7: V 5 (90 grados) 0.0000 0.0000 0.0772 0.0000 0.0000 0.0000
3 Hipótesis 8: V 6 (270 grados) 0.0000 0.0000 0.0664 0.0000 0.0000 0.0000
3 Hipótesis 9: N 1 (Sobrecarga de nieve 1) 0.0000 0.0000 -0.0224 0.0000 0.0000 0.0000
3 Hipótesis 10: N 2 (Sobrecarga de nieve 2) 0.0000 -0.0010 -0.0168 -0.0005 0.0000 0.0000
3 Hipótesis 11: N 3 (Sobrecarga de nieve 3) 0.0000 0.0010 -0.0168 0.0005 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 1: PP 1 (Carga permanente) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 2: SC 1 (Sobrecarga de uso) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 3: V 1 (0 grados. Presión exterior tipo 1) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 4: V 2 (0 grados. Presión exterior tipo 2) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 5: V 3 (180 grados. Presión exterior tipo 1) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 6: V 4 (180 grados. Presión exterior tipo 2) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 7: V 5 (90 grados) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 8: V 6 (270 grados) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 9: N 1 (Sobrecarga de nieve 1) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 10: N 2 (Sobrecarga de nieve 2) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 11: N 3 (Sobrecarga de nieve 3) 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
5 Hipótesis 1: PP 1 (Carga permanente) 0.0000 0.0091 -0.0001 0.0004 0.0000 0.0000
5 Hipótesis 2: SC 1 (Sobrecarga de uso) 0.0000 0.0002 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
5 Hipótesis 3: V 1 (0 grados. Presión exterior tipo 1) 0.0000 -0.0104 0.0001 0.0010 0.0000 0.0000
5 Hipótesis 4: V 2 (0 grados. Presión exterior tipo 2) 0.0000 0.0076 0.0000 -0.0026 0.0000 0.0000
5 Hipótesis 5: V 3 (180 grados. Presión exterior tipo 1) 0.0000 -0.0040 0.0001 -0.0017 0.0000 0.0000
5 Hipótesis 6: V 4 (180 grados. Presión exterior tipo 2) 0.0000 -0.0119 0.0000 0.0024 0.0000 0.0000
5 Hipótesis 7: V 5 (90 grados) 0.0000 -0.0134 0.0002 -0.0007 0.0000 0.0000
5 Hipótesis 8: V 6 (270 grados) 0.0000 -0.0115 0.0001 -0.0006 0.0000 0.0000
5 Hipótesis 9: N 1 (Sobrecarga de nieve 1) 0.0000 0.0039 0.0000 0.0002 0.0000 0.0000
5 Hipótesis 10: N 2 (Sobrecarga de nieve 2) 0.0000 0.0018 0.0000 0.0005 0.0000 0.0000
5 Hipótesis 11: N 3 (Sobrecarga de nieve 3) 0.0000 0.0040 0.0000 -0.0002 0.0000 0.0000
6.- Reacciones
REACCIONES (EJES GENERALES) Nudos Descripción RX (KN) RY (KN) RZ (KN) MX (KN·m) MY (KN·m) MZ (KN·m)
1 Hipótesis 1: PP 1 (Carga permanente) 0.0000 51.6430 46.0568 -148.5831 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 2: SC 1 (Sobrecarga de uso) 0.0000 1.3850 0.9810 -3.8249 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 3: V 1 (0 grados. Presión exterior tipo 1) 0.0000 -55.7364 -47.0391 119.0371 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 4: V 2 (0 grados. Presión exterior tipo 2) 0.0000 -33.7514 1.7199 120.7006 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 5: V 3 (180 grados. Presión exterior tipo 1) 0.0000 -33.0658 -21.4446 124.2215 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 6: V 4 (180 grados. Presión exterior tipo 2) 0.0000 2.8424 -19.3368 -43.4750 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 7: V 5 (90 grados) 0.0000 -65.4250 -66.5900 208.7470 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 8: V 6 (270 grados) 0.0000 -59.2328 -56.2879 182.8086 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 9: N 1 (Sobrecarga de nieve 1) 0.0000 22.3296 17.5000 -64.1047 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 10: N 2 (Sobrecarga de nieve 2) 0.0000 16.7472 10.5960 -54.1083 0.0000 0.0000
1 Hipótesis 11: N 3 (Sobrecarga de nieve 3) 0.0000 16.7472 15.6539 -42.0488 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 1: PP 1 (Carga permanente) 0.0000 -51.6430 46.0568 148.5831 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 2: SC 1 (Sobrecarga de uso) 0.0000 -1.3850 0.9810 3.8249 0.0000 0.0000
PROYECTO DE INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA DE 100 KW CON CONEXIÓN A RED SOBRE CUBIERTA DE ALMACEN MUNICIPAL
EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
Página 5
4 Hipótesis 3: V 1 (0 grados. Presión exterior tipo 1) 0.0000 33.0658 -21.4446 -124.2215 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 4: V 2 (0 grados. Presión exterior tipo 2) 0.0000 -2.8424 -19.3368 43.4750 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 5: V 3 (180 grados. Presión exterior tipo 1) 0.0000 55.7364 -47.0391 -119.0371 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 6: V 4 (180 grados. Presión exterior tipo 2) 0.0000 33.7514 1.7199 -120.7006 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 7: V 5 (90 grados) 0.0000 65.4250 -66.5900 -208.7470 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 8: V 6 (270 grados) 0.0000 59.2328 -56.2879 -182.8086 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 9: N 1 (Sobrecarga de nieve 1) 0.0000 -22.3296 17.5000 64.1047 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 10: N 2 (Sobrecarga de nieve 2) 0.0000 -16.7472 15.6539 42.0488 0.0000 0.0000
4 Hipótesis 11: N 3 (Sobrecarga de nieve 3) 0.0000 -16.7472 10.5960 54.1083 0.0000 0.0000
7.- Esfuerzos
ESFUERZOS (EJES LOCALES) (KN)(KN·m) Barras Esf. 0 L 1/8 L 1/4 L 3/8 L 1/2 L 5/8 L 3/4 L 7/8 L 1 L
1/2 0.000 m 0.750 m 1.500 m 2.250 m 3.000 m 3.750 m 4.500 m 5.250 m 6.000 m
Hipótesis 1 : PP 1 (Carga permanente)
N -46.0568 -45.3868 -44.7169 -44.0469 -43.3769 -42.7069 -42.0370 -41.3670 -40.6970
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -51.6430 -51.6430 -51.6430 -51.6430 -51.6430 -51.6430 -51.6430 -51.6430 -51.6430
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -148.5831 -109.8508 -71.1186 -32.3864 6.3459 45.0781 83.8104 122.5426 161.2748
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Hipótesis 2 : SC 1 (Sobrecarga de uso)
N -0.9810 -0.9810 -0.9810 -0.9810 -0.9810 -0.9810 -0.9810 -0.9810 -0.9810
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Tz -1.3850 -1.3850 -1.3850 -1.3850 -1.3850 -1.3850 -1.3850 -1.3850 -1.3850
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -3.8249 -2.7862 -1.7474 -0.7087 0.3300 1.3687 2.4074 3.4461 4.4849
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 3 : V 1 (0 grados. Presión exterior tipo 1)
N 47.0391 47.0391 47.0391 47.0391 47.0391 47.0391 47.0391 47.0391 47.0391
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My 119.0371 78.2331 39.2721 2.3075 -32.8140 -65.9391 -97.2212 -126.5068 -153.9494
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Hipótesis 4 : V 2 (0 grados. Presión exterior tipo 2)
N -1.7199 -1.7199 -1.7199 -1.7199 -1.7199 -1.7199 -1.7199 -1.7199 -1.7199
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Tz 33.7514 31.1918 28.6321 26.0725 23.5128 20.9532 18.3935 15.8339 13.2742
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My 120.7006 96.3853 73.9130 53.4372 34.8043 18.1680 3.3746 -9.4223 -20.3762
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 5 : V 3 (180 grados. Presión exterior tipo 1)
N 21.4446 21.4446 21.4446 21.4446 21.4446 21.4446 21.4446 21.4446 21.4446
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz 33.0658 34.1727 35.2795 36.3863 37.4931 38.5999 39.7067 40.8136 41.9204
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My 124.2215 98.9905 72.9625 46.0713 18.3832 -10.1683 -39.5167 -69.7284 -100.7369
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 6 : V 4 (180 grados. Presión exterior tipo 2)
N 19.3368 19.3368 19.3368 19.3368 19.3368 19.3368 19.3368 19.3368 19.3368
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
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My -43.4750 -41.7749 -40.8716 -40.8316 -41.5886 -43.2089 -45.6261 -48.9065 -52.9840
PROYECTO DE INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA DE 100 KW CON CONEXIÓN A RED SOBRE CUBIERTA DE ALMACEN MUNICIPAL
EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
Página 6
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 7 : V 5 (90 grados)
N 66.5900 66.5900 66.5900 66.5900 66.5900 66.5900 66.5900 66.5900 66.5900
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
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Hipótesis 8 : V 6 (270 grados)
N 56.2879 56.2879 56.2879 56.2879 56.2879 56.2879 56.2879 56.2879 56.2879
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
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Hipótesis 9 : N 1 (Sobrecarga de nieve 1)
N -17.5000 -17.5000 -17.5000 -17.5000 -17.5000 -17.5000 -17.5000 -17.5000 -17.5000
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -22.3296 -22.3296 -22.3296 -22.3296 -22.3296 -22.3296 -22.3296 -22.3296 -22.3296
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
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Hipótesis 10 : N 2 (Sobrecarga de nieve 2)
N -10.5960 -10.5960 -10.5960 -10.5960 -10.5960 -10.5960 -10.5960 -10.5960 -10.5960
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -16.7472 -16.7472 -16.7472 -16.7472 -16.7472 -16.7472 -16.7472 -16.7472 -16.7472
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
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Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 11 : N 3 (Sobrecarga de nieve 3)
N -15.6539 -15.6539 -15.6539 -15.6539 -15.6539 -15.6539 -15.6539 -15.6539 -15.6539
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -16.7472 -16.7472 -16.7472 -16.7472 -16.7472 -16.7472 -16.7472 -16.7472 -16.7472
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -42.0488 -29.4884 -16.9280 -4.3676 8.1928 20.7532 33.3136 45.8740 58.4344
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
2/3 0.000 m 2.224 m 4.448 m 6.671 m 8.895 m 11.119 m 13.343 m 15.566 m 17.790 m
Hipótesis 1 : PP 1 (Carga permanente)
N -60.4957 -57.1073 -56.2252 -55.3430 -54.4609 -53.5788 -52.6966 -51.8145 -51.4010
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Tz -25.7589 -25.1999 -20.3757 -15.5515 -10.7274 -5.9032 -1.0790 3.7451 4.9940
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -148.9090 -96.4983 -45.9030 -6.0858 23.6228 41.6245 49.5177 46.6327 40.8972
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 2 : SC 1 (Sobrecarga de uso)
N -1.5935 -1.5388 -1.5388 -1.5388 -1.5388 -1.3624 -1.3624 -1.3624 -1.3785
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -0.5842 -0.7159 -0.7159 -0.7159 -0.7159 0.2491 0.2491 0.2491 0.1339
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My -4.1574 -2.8145 -1.2226 0.3694 1.9613 1.4073 0.8534 0.2994 -0.0341
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Hipótesis 3 : V 1 (0 grados. Presión exterior tipo 1)
N 46.3434 43.1452 43.1452 43.1452 43.1452 43.1452 43.1452 43.1452 44.1171
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz 36.1687 26.8442 21.0956 15.3470 9.5983 3.8497 -1.8989 -7.6475 -9.7288
PROYECTO DE INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA DE 100 KW CON CONEXIÓN A RED SOBRE CUBIERTA DE ALMACEN MUNICIPAL
EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
Página 7
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
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Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 4 : V 2 (0 grados. Presión exterior tipo 2)
N 12.3611 12.7483 12.7483 12.7483 12.7483 12.7483 12.7483 12.7483 12.1032
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
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Hipótesis 5 : V 3 (180 grados. Presión exterior tipo 1)
N 46.0723 45.0940 45.0940 45.0940 45.0940 45.0940 45.0940 45.0940 45.1648
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Tz 9.7230 11.9606 10.3668 8.7730 7.1792 5.5854 3.9916 2.3978 1.0544
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My 91.1427 70.1637 45.3645 24.1261 6.2275 -7.8035 -18.4948 -25.6252 -33.2623
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Hipótesis 6 : V 4 (180 grados. Presión exterior tipo 2)
N 10.8644 9.3922 9.3922 9.3922 9.3922 9.3922 9.3922 9.3922 10.2989
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Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 7 : V 5 (90 grados)
N 103.1065 99.3003 99.3003 99.3003 99.3003 99.3003 99.3003 99.3003 100.4736
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My 232.7112 148.5249 66.7324 3.8450 -41.3116 -65.9338 -72.8253 -60.8116 -46.4041
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 8 : V 6 (270 grados)
N 85.9842 82.7443 82.7443 82.7443 82.7443 82.7443 82.7443 82.7443 83.7221
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz 34.9997 34.9382 27.7856 20.6329 13.4803 6.3276 -0.8250 -7.9777 -8.1343
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My 198.7555 126.9152 57.2915 3.6481 -35.0076 -56.3059 -62.6164 -52.9466 -41.0602
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 9 : N 1 (Sobrecarga de nieve 1)
N -26.1320 -24.7197 -24.3263 -23.9328 -23.5393 -23.1458 -22.7524 -22.3589 -22.2250
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -11.0443 -11.0462 -8.8944 -6.7426 -4.5907 -2.4389 -0.2871 1.8647 2.1593
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -64.5298 -41.7344 -19.5983 -2.2696 10.5500 18.1479 21.2367 19.5181 16.6869
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 10 : N 2 (Sobrecarga de nieve 2)
N -18.9370 -18.1833 -17.9866 -17.7898 -17.5931 -17.3963 -17.1996 -17.0029 -16.8473
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -5.8425 -6.3349 -5.2590 -4.1831 -3.1072 -2.0313 -0.9553 0.1206 -0.2179
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -42.4645 -30.2040 -17.3307 -6.8611 1.3540 6.9581 10.3078 11.2537 12.5858
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 11 : N 3 (Sobrecarga de nieve 3)
N -20.2611 -18.8963 -18.5029 -18.1094 -17.7159 -17.3224 -16.9290 -16.5355 -16.4902
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
PROYECTO DE INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA DE 100 KW CON CONEXIÓN A RED SOBRE CUBIERTA DE ALMACEN MUNICIPAL
EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
Página 8
Tz -10.7240 -10.2344 -8.0826 -5.9308 -3.7790 -1.6271 0.5247 2.6765 3.4569
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -54.3303 -32.3977 -12.0668 3.4566 14.4711 20.2637 21.5473 18.0235 12.4445
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
5/3 0.000 m 2.224 m 4.448 m 6.671 m 8.895 m 11.119 m 13.343 m 15.566 m 17.790 m
Hipótesis 1 : PP 1 (Carga permanente)
N -60.4957 -57.1073 -56.2252 -55.3430 -54.4609 -53.5788 -52.6966 -51.8145 -51.4010
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -25.7589 -25.1999 -20.3757 -15.5515 -10.7274 -5.9032 -1.0790 3.7451 4.9940
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -148.9090 -96.4983 -45.9030 -6.0858 23.6228 41.6245 49.5177 46.6327 40.8972
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 2 : SC 1 (Sobrecarga de uso)
N -1.5935 -1.5388 -1.5388 -1.5388 -1.5388 -1.3624 -1.3624 -1.3624 -1.3785
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -0.5842 -0.7159 -0.7159 -0.7159 -0.7159 0.2491 0.2491 0.2491 0.1339
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -4.1574 -2.8145 -1.2226 0.3694 1.9613 1.4073 0.8534 0.2994 -0.0341
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 3 : V 1 (0 grados. Presión exterior tipo 1)
N 46.0723 45.0940 45.0940 45.0940 45.0940 45.0940 45.0940 45.0940 45.1648
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz 9.7230 11.9606 10.3668 8.7730 7.1792 5.5854 3.9916 2.3978 1.0544
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My 91.1427 70.1637 45.3645 24.1261 6.2275 -7.8035 -18.4948 -25.6252 -33.2623
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 4 : V 2 (0 grados. Presión exterior tipo 2)
N 10.8644 9.3922 9.3922 9.3922 9.3922 9.3922 9.3922 9.3922 10.2989
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz 17.0886 14.2973 10.6547 7.0121 3.3694 -0.2732 -3.9158 -7.5585 -10.3735
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My 50.9856 16.8732 -10.8105 -30.3560 -42.2687 -45.3417 -40.7820 -28.0839 -8.9572
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 5 : V 3 (180 grados. Presión exterior tipo 1)
N 46.3434 43.1452 43.1452 43.1452 43.1452 43.1452 43.1452 43.1452 44.1171
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz 36.1687 26.8442 21.0956 15.3470 9.5983 3.8497 -1.8989 -7.6475 -9.7288
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My 144.7698 79.1376 25.9288 -14.4365 -42.7562 -57.1255 -59.4492 -48.9293 -32.8479
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 6 : V 4 (180 grados. Presión exterior tipo 2)
N 12.3611 12.7483 12.7483 12.7483 12.7483 12.7483 12.7483 12.7483 12.1032
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -5.1348 -2.6755 -1.2715 0.1325 1.5365 2.9405 4.3445 5.7485 8.1970
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My 17.6639 27.1563 31.5217 32.7504 31.0371 25.9167 17.8544 6.6552 -9.6709
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 7 : V 5 (90 grados)
N 103.1065 99.3003 99.3003 99.3003 99.3003 99.3003 99.3003 99.3003 100.4736
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz 41.0298 41.0746 32.6128 24.1511 15.6893 7.2276 -1.2342 -9.6959 -9.7618
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My 232.7112 148.5249 66.7324 3.8450 -41.3116 -65.9338 -72.8253 -60.8116 -46.4041
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 8 : V 6 (270 grados)
PROYECTO DE INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA DE 100 KW CON CONEXIÓN A RED SOBRE CUBIERTA DE ALMACEN MUNICIPAL
EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
Página 9
N 85.9842 82.7443 82.7443 82.7443 82.7443 82.7443 82.7443 82.7443 83.7221
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz 34.9997 34.9382 27.7856 20.6329 13.4803 6.3276 -0.8250 -7.9777 -8.1343
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My 198.7555 126.9152 57.2915 3.6481 -35.0076 -56.3059 -62.6164 -52.9466 -41.0602
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 9 : N 1 (Sobrecarga de nieve 1)
N -26.1320 -24.7197 -24.3263 -23.9328 -23.5393 -23.1458 -22.7524 -22.3589 -22.2250
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -11.0443 -11.0462 -8.8944 -6.7426 -4.5907 -2.4389 -0.2871 1.8647 2.1593
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -64.5298 -41.7344 -19.5983 -2.2696 10.5500 18.1479 21.2367 19.5181 16.6869
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 10 : N 2 (Sobrecarga de nieve 2)
N -20.2611 -18.8963 -18.5029 -18.1094 -17.7159 -17.3224 -16.9290 -16.5355 -16.4902
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -10.7240 -10.2344 -8.0826 -5.9308 -3.7790 -1.6271 0.5247 2.6765 3.4569
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -54.3303 -32.3977 -12.0668 3.4566 14.4711 20.2637 21.5473 18.0235 12.4445
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 11 : N 3 (Sobrecarga de nieve 3)
N -18.9370 -18.1833 -17.9866 -17.7898 -17.5931 -17.3963 -17.1996 -17.0029 -16.8473
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -5.8425 -6.3349 -5.2590 -4.1831 -3.1072 -2.0313 -0.9553 0.1206 -0.2179
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -42.4645 -30.2040 -17.3307 -6.8611 1.3540 6.9581 10.3078 11.2537 12.5858
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
4/5 0.000 m 0.750 m 1.500 m 2.250 m 3.000 m 3.750 m 4.500 m 5.250 m 6.000 m
Hipótesis 1 : PP 1 (Carga permanente)
N -46.0568 -45.3868 -44.7169 -44.0469 -43.3769 -42.7069 -42.0370 -41.3670 -40.6970
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz 51.6430 51.6430 51.6430 51.6430 51.6430 51.6430 51.6430 51.6430 51.6430
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My 148.5831 109.8508 71.1186 32.3864 -6.3459 -45.0781 -83.8104 -122.5426 -161.2748
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 2 : SC 1 (Sobrecarga de uso)
N -0.9810 -0.9810 -0.9810 -0.9810 -0.9810 -0.9810 -0.9810 -0.9810 -0.9810
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz 1.3850 1.3850 1.3850 1.3850 1.3850 1.3850 1.3850 1.3850 1.3850
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My 3.8249 2.7862 1.7474 0.7087 -0.3300 -1.3687 -2.4074 -3.4461 -4.4849
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 3 : V 1 (0 grados. Presión exterior tipo 1)
N 21.4446 21.4446 21.4446 21.4446 21.4446 21.4446 21.4446 21.4446 21.4446
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -33.0658 -34.1727 -35.2795 -36.3863 -37.4931 -38.5999 -39.7067 -40.8136 -41.9204
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -124.2215 -98.9905 -72.9625 -46.0713 -18.3832 10.1683 39.5167 69.7284 100.7369
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 4 : V 2 (0 grados. Presión exterior tipo 2)
N 19.3368 19.3368 19.3368 19.3368 19.3368 19.3368 19.3368 19.3368 19.3368
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz 2.8424 1.7356 0.6288 -0.4780 -1.5848 -2.6916 -3.7985 -4.9053 -6.0121
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My 43.4750 41.7749 40.8716 40.8316 41.5886 43.2089 45.6261 48.9065 52.9840
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EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
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Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 5 : V 3 (180 grados. Presión exterior tipo 1)
N 47.0391 47.0391 47.0391 47.0391 47.0391 47.0391 47.0391 47.0391 47.0391
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -55.7364 -53.1768 -50.6171 -48.0574 -45.4978 -42.9382 -40.3785 -37.8189 -35.2592
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -119.0371 -78.2331 -39.2721 -2.3075 32.8140 65.9391 97.2212 126.5068 153.9494
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 6 : V 4 (180 grados. Presión exterior tipo 2)
N -1.7199 -1.7199 -1.7199 -1.7199 -1.7199 -1.7199 -1.7199 -1.7199 -1.7199
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -33.7514 -31.1918 -28.6321 -26.0725 -23.5128 -20.9532 -18.3935 -15.8339 -13.2742
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -120.7006 -96.3853 -73.9130 -53.4372 -34.8043 -18.1680 -3.3746 9.4223 20.3762
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 7 : V 5 (90 grados)
N 66.5900 66.5900 66.5900 66.5900 66.5900 66.5900 66.5900 66.5900 66.5900
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -65.4250 -68.3431 -71.2613 -74.1795 -77.0976 -80.0158 -82.9340 -85.8521 -88.7703
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -208.7470 -158.5402 -106.2324 -51.6484 5.0367 63.9979 125.0603 188.3987 253.8383
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 8 : V 6 (270 grados)
N 56.2879 56.2879 56.2879 56.2879 56.2879 56.2879 56.2879 56.2879 56.2879
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz -59.2328 -61.0566 -62.8805 -64.7043 -66.5282 -68.3521 -70.1759 -71.9998 -73.8236
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My -182.8086 -137.6728 -91.2237 -43.3521 5.8327 56.4401 108.3607 161.7039 216.3602
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 9 : N 1 (Sobrecarga de nieve 1)
N -17.5000 -17.5000 -17.5000 -17.5000 -17.5000 -17.5000 -17.5000 -17.5000 -17.5000
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz 22.3296 22.3296 22.3296 22.3296 22.3296 22.3296 22.3296 22.3296 22.3296
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My 64.1047 47.3575 30.6103 13.8631 -2.8841 -19.6313 -36.3785 -53.1257 -69.8729
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 10 : N 2 (Sobrecarga de nieve 2)
N -15.6539 -15.6539 -15.6539 -15.6539 -15.6539 -15.6539 -15.6539 -15.6539 -15.6539
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz 16.7472 16.7472 16.7472 16.7472 16.7472 16.7472 16.7472 16.7472 16.7472
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My 42.0488 29.4884 16.9280 4.3676 -8.1928 -20.7532 -33.3136 -45.8740 -58.4344
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Hipótesis 11 : N 3 (Sobrecarga de nieve 3)
N -10.5960 -10.5960 -10.5960 -10.5960 -10.5960 -10.5960 -10.5960 -10.5960 -10.5960
Ty 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
Tz 16.7472 16.7472 16.7472 16.7472 16.7472 16.7472 16.7472 16.7472 16.7472
Mt 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
My 54.1083 41.5479 28.9874 16.4270 3.8666 -8.6938 -21.2542 -33.8146 -46.3750
Mz 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000
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8.- Tensiones
TENSIÓN MÁXIMA Barras TENS. (MPa) APROV. (%) Pos. (m) N (KN) Ty (KN) Tz (KN) Mt (KN·m) My (KN·m) Mz (KN·m)
1/2 195.9870 76.84 0.000 -58.5003 0.0000 -106.4433 0.0000 -358.9851 0.0000
2/3 157.3551 61.69 2.000 -119.2065 0.0000 -43.0312 0.0000 -206.1620 0.0000
5/3 157.3551 61.69 2.000 -119.2065 0.0000 -43.0312 0.0000 -206.1620 0.0000
4/5 195.9870 76.84 0.000 -58.5003 0.0000 106.4433 0.0000 358.9851 0.0000
9.- Flechas (Barras)
Flecha máxima Absoluta y Flecha máxima Absoluta z Flecha activa Absoluta y Flecha activa Absoluta z Flecha máxima Relativa y Flecha máxima Relativa z Flecha activa Relativa y Flecha activa Relativa z Barras
Pos. (m) Flecha (mm) Pos. (m) Flecha (mm) Pos. (m) Flecha (mm) Pos. (m) Flecha (mm)
- 0.00 3.900 2.69 - 0.00 2.700 4.18 1/2
- L/(>1000) - L/(>1000) - L/(>1000) - L/(>1000)
- 0.00 10.274 28.82 - 0.00 8.895 39.44 2/3
- L/(>1000) 11.653 L/598 - L/(>1000) 8.895 L/451
- 0.00 10.274 28.82 - 0.00 8.895 39.44 5/3
- L/(>1000) 11.653 L/598 - L/(>1000) 8.895 L/451
- 0.00 3.900 2.69 - 0.00 2.700 4.18 4/5
- L/(>1000) - L/(>1000) - L/(>1000) - L/(>1000)
DOCUMENTO Nº 2: CALCULOS JUSTIFICATIVOS ELECTRICOS.
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Cálculos Justificativo Página 1
2. CALCULOS JUSTIFICATIVOS.
2.1. TENSION NOMINAL Y CAIDA DE TENSION MAXIMA ADMISIBLE.
Circuito de corriente alterna
En el circuito de corriente alterna, consideramos las tensiones nominales
normalizadas de 400 V entre fases y de 230 V entre fase y neutro.
Respecto a la línea de acometida, la máxima caída de tensión admisible, será la
que la Empresa distribuidora tenga establecida dentro de los límites establecidos por el
vigente Reglamento, por el que se regulan las Actividades de Transporte, Distribución,
Comercialización, Suministro y Procedimientos de Autorización de Instalaciones de
Energía Eléctrica.
Respecto a la línea general de alimentación, la máxima caída de tensión admisible,
será del 1,0%.
Respecto a la derivación individual, la máxima caída de tensión admisible, será del
0,5%.
La caída de tensión máxima admisible será, para el caso de derivaciones
individuales en suministros para un único usuario en que no existe línea general de
alimentación, del 1,5%.
Respecto a las instalaciones interiores, la máxima caída de tensión admisible, será
del 3% para el alumbrado y del 5% para los restantes usos.
En la instalación que nos ocupa, consideramos una caída máxima de tensión
admisible no superior al 2%.
La máxima caída de tensión admisible será con respecto a la nominal de servicio:
CAIDAS DE TENSION MAXIMAS ADMISIBLES
Hasta el inversor (CC) 1,5%
A partir del inversor (CA) 2%
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Cálculos Justificativo Pagína 2
Circuito de corriente continúa
En el circuito de corriente continua, la tensión de trabajo, vendrá dada por las
necesidades de funcionamiento del inversor, el cual cuenta con un rango de tensiones
mínimas para su entrada en servicio. En el caso del equipo objeto del proyecto, estos
rangos de tensión están situados entre:
- Tensión mínima de arranque: 320 v.
- Tensión máxima en Vcc: 800 v.
Por cuestiones de agrupación de paneles, se ha elegido configurar 30 bloques de
16 paneles, los captadores previstos cuentan con las siguientes características:
- Número de paneles por bloque: 16
- Potencia pico del panel: 230 Wp
- Corriente en punto máxima pot.: 7,69 A
- Tensión en punto máxima pot.: 29,91 V
- Corriente de cortocircuito: 8,15 A
- Tensión circuito abierto: 37,88 V
Con estos datos y considerando agrupaciones de 16 módulos en serie,
tendremos los siguientes valores para un bloque de módulos:
- Tensión de trabajo máxima: 478,56 V
- Tensión máxima circuito abierto: 606,08 V
- Int. Máxima en servicio del bloque: 7,69 A
- Int. Máxima en C.C. del bloque: 8,15 A
En el circuito de continua estableceremos una caída de tensión no superior al 1,5
%
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Cálculos Justificativo Pagína 3
2.2. FORMULAS UTILIZADAS.
Emplearemos las siguientes:
-CIRCUITO DE CORRIENTE ALTERNA-
CALCULO CAIDAS DE TENSION
Sistema Trifásico
I = R * Cos U 1,732 Pc
ϕ∗∗ Amperios (A)
E = R *S *n * U*k Pc * L
+ ϕϕ
Cos * R *n * U* 1000 Sen *Xu * Pc * L
Voltios (V)
Sistema Monofásico
I = R * Cos U Pcϕ∗ Amperios (A)
E = R *S *n * U*k Pc * L*2
+ ϕϕ
Cos * R *n * U* 1000 Sen *Xu * Pc * L*2
Voltios (V)
En donde:
Pc = Potencia de Cálculo en Vatios.
L = Longitud de Cálculo en metros.
E = Caída de tensión en Voltios.
k = Conductividad. Cobre 56. Aluminio 35.
I = Intensidad en Amperios.
U = Tensión de Servicio en Voltios (Trifásica ó Monofásica).
S = Sección del conductor en mm2.
Cosϕ = Coseno de fi. Factor de potencia.
R = Rendimiento. (Para líneas motor).
n = nº de conductores por fase.
Xu = Reactancia por unidad de longitud en mohm/m.
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Cálculos Justificativo Pagína 4
FORMULAS CÁLCULO CORTOCIRCUITO
*Ipccl = Zt* 3 U*Ct
Siendo,
Ipccl = intensidad permanente de c.c. en inicio de línea en kA.
Ct = Coeficiente de tensión obtenido de condiciones generales de c.c.
U = Tensión trifásica en V, obtenida de condiciones generales de proyecto.
Zt = Impedancia total en mohm, aguas arriba del punto de c.c. (sin incluir la línea
o circuito en estudio).
*IpccF = Zt* 2 U*Ct F
Siendo,
IpccF = Intensidad permanente de c.c. en fin de línea en kA.
Ct = Coeficiente de tensión obtenido de condiciones generales de c.c.
UF = Tensión monofásica en V, obtenida de condiciones generales de proyecto.
Zt = Impedancia total en mohm, incluyendo la propia de la línea o circuito (por
tanto es igual a la impedancia en origen mas las propia del conductor o línea).
*La impedancia total hasta el punto de cortocircuito será:
Zt = 22 Xt Rt +
Siendo,
Rt: R1 + R2 + ………….. + Rn (suma de las resistencias de las líneas aguas arriba
hasta el punto de c.c.)
Xt: X1 + X2 + …………... + Xn (suma de las reactancias de las líneas aguas arriba
hasta el punto de c.c.)
R = n * S*K n *CR* 1000*L
(mohm)
R = n L*Xu
R = Resistencia de la línea en mohm.
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Cálculos Justificativo Pagína 5
X = Reactancia de la línea en mohm.
L = Longitud de la línea en m.
CR = Coeficiente de resistividad, extraído de condiciones generales de C.C.
K = Conductividad del metal; (KCu = 56; KAl = 35.)
S = Sección de la línea en mm2.
Xu = Reactancia de la línea, en mohm, por metro.
N = nº de conductores por fase.
*tmcicc = 2
F
2
Ipcc S* Cc
Siendo,
tmcicc = Tiempo máximo en sg que un conductor soporta una Ipcc.
Cc = Constante que depende de la naturaleza del conductor y de su aislamiento.
S = Sección de la línea en mm2.
IpccF = Intensidad permanente de c.c. en fin de línea en A.
*tficc = 2
FIpcc fusible cte.
Siendo,
tficc = Tiempo de fusión de un fusible para una determinada intensidad de
cortocircuito.
IpccF = Intensidad permanente de C.C. en fin de línea en A.
*Lmax =+
F5
F
I . 2 U0,8
(
n . S .K 1,5
)2 + (
1000*.n Xu
)2
Siendo,
Lmax = Longitud máxima de conductor protegido a C.C. (m) (para protección por
fusibles)
UF = Tensión de fase (V)
K = Conductividad (KCu: 56, KAl: 35)
S = Sección del conductor (mm2)
Xu = Reactancia por unidad de longitud (mohm/m). En conductores aislados suele
ser 0,08.
N = nº de conductores por fase.
Ct = 0,8: Es el coeficiente de tensión de condiciones generales de c.c.
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Cálculos Justificativo Pagína 6
CR = 1,5: Es el coeficiente de resistencia.
IF5 = Intensidad de fusión en amperios de fusibles en 5 sg.
*Curvas válidas. (Para protección de Interruptores automáticos dotados de Relé
electromagnético).
• CURVA B: IMAG = 5 In
• CURVA C: IMAG = 10 In
• CURVA D Y MA IMAG = 20 In
FORMULAS CÁLCULO EMBARRADOS
Cálculo electrodinámico
Vmax =n *Wy* d * 60
L* Ipcc 22
Siendo,
Vmax = Tensión máxima en las pletinas (Kg/cm2)
Ipcc = Intensidad permanente de c.c. (kA)
L = Separación entre apoyos (cm)
D = Separación entre pletinas (cm)
N = nº de pletinas por fase.
Wy = Modulo resistente por pletina eje y-y (cm3)
Vadm = Tensión admisible material (Kg/cm2)
Comprobación por solicitación térmica en cortocircuito
Lcccs = tcc*1000S*Kc
Siendo,
Lpcc = Intensidad permanente de C.C (kA)
Lcccs = Intensidad de C.C. soportada por el conductor durante el tiempo de
duración del C.C. (kA)
S:= Sección total de las pletinas (mm2)
tcc:= Tiempo de duración del cortocircuito (sg)
Kc:= Constante del conductor (KCu = 164, KAl = 107)
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Cálculos Justificativo Pagína 7
-CIRCUITO DE CORRIENTE CONTINUA-
CÁLCULO SECCION DE CONDUCTOS
S = Vb-Va * I *L * 2 ρ
= Vb)- (Va * 56 I * L * 2
Siendo,
L = La longitud de la conducción
I = La intensidad
ρ = Resistividad específica de los conductos,
(Va-Vb)= caída de tensión máxima admisible.
2.3. POTENCIAS
Se ha previsto la instalación de un campo solar compuesto por:
- Paneles marca: EURENER (PEPV230)
- Número de paneles: 480
- Potencia pico del panel: 230 Wp
Consecuentemente la potencia máxima en watios/pico de la instalación será de:
Potencia panel*nº paneles = 230 W x 480 = 110.400 Wpico
Distribución de la potencia:
Línea 1 a 10 11.040 W (3 grupos en paralelo de 16 módulos en serie)
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Cálculos Justificativo Pagína 8
2.4. CÁLCULOS ELECTRICOS.
2.4.1. CÁLCULO DE SECCIONES DE LOS CONDUCTORES Y DIAMETROS DE
LOS TUBOS DE CANALIZACION A UTILIZAR.
Cálculo de la LINEA DE ENLACE ENTRE PANELES
- Tensión en servicio max: 478,56 V.
- Canalización: Superficie intemperie bajo tubo PVC
- Longitud: 10 m (Cos ϕ = 0,9 , Xu (mΩ/m) = 0)
- Potencia a instalar: 230 W x 16 = 3680 W
- Intensidad en servicio máxima.: 3680/478,56*0.9= 8,54 A
Se eligen conductores Bipolares 2x6 mm2 Cu
Aislamiento, Nivel Aislamiento: XLPE, 0.6/1kV
I.ad.a 40ºC (Fc=0.95) 49 A. según ITC-BT-19
D.tubo: 20 mm.
Caída de tensión:
E (parcial) = R *S *n * U*k Pc * L*2
= 2*10*3680/56*478,56*6 = 0,46 V 0,10%
Cálculo de la LINEA DE C.C. ENTRE EL BLOQUE DE PANELES Y LA CAJA
CONCENTRADORA.
Línea 1
- Tensión en servicio max: 478,56 V.
- Canalización: Enterrada bajo tubo
- Longitud: 70 m (Cos ϕ = 0,9 , Xu (mΩ/m) = 0)
- Potencia a instalar: 11040 W
- Potencia de cálculo: 11040 W
- Intensidad en servicio máxima.: 11040/478,56*0,9= 25,63 A
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Cálculos Justificativo Pagína 9
Se eligen conductores Bipolares 2x35 mm2 Cu
Aislamiento, Nivel Aislamiento: XLPE, 0.6/1kV
I.ad.a 40ºC (Fc=0.95) 144 A. según ITC-BT-19
D.tubo: 40 mm.
Caída de tensión:
E (parcial) = R *S *n * U*k Pc * L*2
= 2*70*11040/56*478,56*35 = 1,65 V 0,34%
Línea 2
- Tensión en servicio max: 478,56 V.
- Canalización: Enterrada bajo tubo
- Longitud: 50 m (Cos ϕ = 0,9 , Xu (mΩ/m) = 0)
- Potencia a instalar: 11040 W
- Potencia de cálculo: 11040 W
- Intensidad en servicio máxima.: 11040/478,56*0,9= 25,63 A
Se eligen conductores Bipolares 2x25 mm2 Cu
Aislamiento, Nivel Aislamiento: XLPE, 0.6/1kV
I.ad.a 40ºC (Fc=0.95) 116 A. según ITC-BT-19
D.tubo: 32 mm.
Caída de tensión:
E (parcial) = R *S *n * U*k Pc * L*2
= 2*50*11040/56*478,56*25 = 1,65 V 0,34%
Línea 3
- Tensión en servicio max: 478,56 V.
- Canalización: Enterrada bajo tubo
- Longitud: 50 m (Cos ϕ = 0,9 , Xu (mΩ/m) = 0)
- Potencia a instalar: 11040 W
- Potencia de cálculo: 11040 W
- Intensidad en servicio máxima.: 11040/478,56*0,9= 25,63 A
PROYECTO DE INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA DE 100 KW CON CONEXIÓN A RED SOBRE CUBIERTA DE
ALMACEN MUNICIPAL EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
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Se eligen conductores Bipolares 2x25 mm2 Cu
Aislamiento, Nivel Aislamiento: XLPE, 0.6/1kV
I.ad.a 40ºC (Fc=0.95) 116 A. según ITC-BT-19
D.tubo: 32 mm.
Caída de tensión:
E (parcial) = R *S *n * U*k Pc * L*2
= 2*50*11040/56*478,56*25 = 1,65 V 0,34%
Línea 4
- Tensión en servicio max: 478,56 V.
- Canalización: Enterrada bajo tubo
- Longitud: 30 m (Cos ϕ = 0,9 , Xu (mΩ/m) = 0)
- Potencia a instalar: 11040 W
- Potencia de cálculo: 11040 W
- Intensidad en servicio máxima.: 11040/478,56*0,9= 25,63 A
Se eligen conductores Bipolares 2x25 mm2 Cu
Aislamiento, Nivel Aislamiento: XLPE, 0.6/1kV
I.ad.a 40ºC (Fc=0.95) 116 A. según ITC-BT-19
D.tubo: 32 mm.
Caída de tensión:
E (parcial) = R *S *n * U*k Pc * L*2
= 2*30*11040/56*478,56*25 = 0,99 V 0,21%
Línea 5
- Tensión en servicio max: 478,56 V.
- Canalización: Enterrada bajo tubo
- Longitud: 20 m (Cos ϕ = 0,9 , Xu (mΩ/m) = 0)
- Potencia a instalar: 11040 W
- Potencia de cálculo: 11040 W
- Intensidad en servicio máxima.: 11040/478,56*0,9= 25,63 A
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ALMACEN MUNICIPAL EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
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Se eligen conductores Bipolares 2x25 mm2 Cu
Aislamiento, Nivel Aislamiento: XLPE, 0.6/1kV
I.ad.a 40ºC (Fc=0.95) 116 A. según ITC-BT-19
D.tubo: 32 mm.
Caída de tensión:
E (parcial) = R *S *n * U*k Pc * L*2
= 2*20*11040/56*478,56*25 = 0,66 V 0,14%
Línea 6
- Tensión en servicio max: 478,56 V.
- Canalización: Enterrada bajo tubo
- Longitud: 50 m (Cos ϕ = 0,9 , Xu (mΩ/m) = 0)
- Potencia a instalar: 11040 W
- Potencia de cálculo: 11040 W
- Intensidad en servicio máxima.: 11040/478,56*0,9= 25,63 A
Se eligen conductores Bipolares 2x25 mm2 Cu
Aislamiento, Nivel Aislamiento: XLPE, 0.6/1kV
I.ad.a 40ºC (Fc=0.95) 116 A. según ITC-BT-19
D.tubo: 32 mm.
Caída de tensión:
E (parcial) = R *S *n * U*k Pc * L*2
= 2*50*11040/56*478,56*25 = 1,65 V 0,34%
Línea 7
- Tensión en servicio max: 478,56 V.
- Canalización: Enterrada bajo tubo
- Longitud: 60 m (Cos ϕ = 0,9 , Xu (mΩ/m) = 0)
- Potencia a instalar: 11040 W
- Potencia de cálculo: 11040 W
- Intensidad en servicio máxima.: 11040/478,56*0,9= 25,63 A
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Se eligen conductores Bipolares 2x25 mm2 Cu
Aislamiento, Nivel Aislamiento: XLPE, 0.6/1kV
I.ad.a 40ºC (Fc=0.95) 116 A. según ITC-BT-19
D.tubo: 32 mm.
Caída de tensión:
E (parcial) = R *S *n * U*k Pc * L*2
= 2*60*11040/56*478,56*25 = 1,98 V 0,41%
Línea 8
- Tensión en servicio max: 478,56 V.
- Canalización: Enterrada bajo tubo
- Longitud: 80 m (Cos ϕ = 0,9 , Xu (mΩ/m) = 0)
- Potencia a instalar: 11040 W
- Potencia de cálculo: 11040 W
- Intensidad en servicio máxima.: 11040/478,56*0,9= 25,63 A
Se eligen conductores Bipolares 2x35 mm2 Cu
Aislamiento, Nivel Aislamiento: XLPE, 0.6/1kV
I.ad.a 40ºC (Fc=0.95) 144 A. según ITC-BT-19
D.tubo: 40 mm.
Caída de tensión:
E (parcial) = R *S *n * U*k Pc * L*2
= 2*80*11040/56*478,56*35 = 1,88 V 0,39%
Línea 9
- Tensión en servicio max: 478,56 V.
- Canalización: Enterrada bajo tubo
- Longitud: 90 m (Cos ϕ = 0,9 , Xu (mΩ/m) = 0)
- Potencia a instalar: 11040 W
- Potencia de cálculo: 11040 W
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- Intensidad en servicio máxima.: 11040/478,56*0,9= 25,63 A
Se eligen conductores Bipolares 2x35 mm2 Cu
Aislamiento, Nivel Aislamiento: XLPE, 0.6/1kV
I.ad.a 40ºC (Fc=0.95) 144 A. según ITC-BT-19
D.tubo: 40 mm.
Caída de tensión:
E (parcial) = R *S *n * U*k Pc * L*2
= 2*90*11040/56*478,56*35 = 2,12 V 0,44%
Línea 10
- Tensión en servicio max: 478,56 V.
- Canalización: Enterrada bajo tubo
- Longitud: 100 m (Cos ϕ = 0,9 , Xu (mΩ/m) = 0)
- Potencia a instalar: 11040 W
- Potencia de cálculo: 11040 W
- Intensidad en servicio máxima.: 11040/478,56*0,9= 25,63 A
Se eligen conductores Bipolares 2x35 mm2 Cu
Aislamiento, Nivel Aislamiento: XLPE, 0.6/1kV
I.ad.a 40ºC (Fc=0.95) 144 A. según ITC-BT-19
D.tubo: 40 mm.
Caída de tensión:
E (parcial) = R *S *n * U*k Pc * L*2
= 2*100*11040/56*478,56*35 = 2,35 V 0,49%
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Cálculos Justificativo Pagína 14
Cálculo de la LINEA DE C.C. ENTRE LA CAJA E INVERSOR
- Tensión de servicio: 478,56 V.
- Canalización: B-Unip. Tubos Superf. o Emp Obra
- Longitud: 10 m. (Cosϕ =0,9, Xu(mΩ /m)=0)
- Potencia a instalar: 110400 W
- Intensidad en servicio máxima.: 110400 /478,56*0,9= 256,31 A
Se eligen conductores Bipolares 2x50 mm2 Cu
Aislamiento, Nivel Aislamiento: XLPE,0.6/1kV
I.ad.a 40ºC (Fc=0.95) 175. según ITC-BT-19
D.tubo: 50 mm.
Caída de tensión:
E (parcial) = R *S *n * U*k Pc * L*2
= 2*10*110400/56*478,56*50= 1,65 V 0,34%
Cálculo de la LINEA DE C.A. ENTRE LA CAJA DE CONEXIÓN Y EL EQUIPO DE
MEDIDA/CGP
- Tensión de servicio: 400 V.
- Canalización: Enterrada bajo tubo
- Longitud: 35 m; Cos j: 1; Xu(mW/m):0;
- Potencia a instalar: 110400 W
- Intensidad de servicio máxima: 110400 /1,732x400x1 = 159,35 A
Se eligen conductores Unipolares 4x35 mm2
Aislamiento, Nivel Aislamiento: XLPE, 0.6/1 kV
I. Ad. a 40ºC (Fc=1) 106 A. según ITC-BT-19
D. Tubo: 40 mm, según ITC-BT-21
Caída de tensión:
E (parcial) = R *S *n * U*k Pc * L
= 12*110400/56*400*25= 2,37 V 0,88%
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Cálculos Justificativo Pagína 15
Protección Térmica:
I. Aut/Tet. In.: 160 A Térmico reg. Ing. Reg.: 160 A
Protección diferencial:
Relé y Transfor. Diferencial Sens: 30 mA
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2.4.2. RESUMEN DE CÁLCULO DE SECCIONES DE LOS CONDUCTORES Y
DIAMETROS DE LOS TUBOS
Tras aplicar las fórmulas y procesos anteriormente explicados, se ha llegado al
siguiente resumen:
Cuadro General de Mando y Protección
En el circuito de continua estableceremos una caída de tensión no superior al 1,5
%, la caída de tensión en este caso es de 0,84%.
En el caso de alterna la caída de tensión es de 0,51 también es inferior al 1%.
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Cálculos Justificativo Página 17
CIRCUITOS CA Pinst. (KW)
(V)
L (m) Tipo Aislamiento I (A)
Secc. (mm2) I (A) Adm
CDT (%)
CDT total (%) Protección
CGMP
Linea CGMP - Cuadro CA 110,40 400 5 Sup.B/tuboRVhMVh-
Apant. 159,35 35 106,00 0,18 0,18 gG 50A CUADRO CA
Linea C. CA - Inversor 110,40 400 35 Sup.B/tuboRVhMVh-
Apant. 159,35 35 106,00 0,88 1,06 4P/160A/15KA/D
CIRCUITOS CC Mod. Serie Vmp. Mod.
(V) P. Mod.
(W) Pcalc. (W)
(V)L
(m) Tipo Aislamiento I (A) Secc.
(mm2) I (A) AdmCDT (%)
CDT total (%) Protección
Linea Inversor - C. CC - - - 110400,00 479 10 Sup.B/tubo RV-K 0,6/1 KV 256,31 50 159,00 0,34 0,34 2P/320A/15KA/C CUADRO CC
Linea 1 48,00 29,91 230 11040,00 479 70 Sup.B/tubo RV-K 0,6/1 KV 25,63 35 144,00 0,34 0,69 2P/32A/6KA Linea 2 48,00 29,91 230 11040,00 479 50 Sup.B/tubo RV-K 0,6/1 KV 25,63 25 116,00 0,34 0,69 2P/32A/6KA Linea 3 48,00 29,91 230 11040,00 479 50 Sup.B/tubo RV-K 0,6/1 KV 25,63 25 116,00 0,34 0,69 2P/32A/6KA Linea 4 48,00 29,91 230 11040,00 479 30 Sup.B/tubo RV-K 0,6/1 KV 25,63 25 116,00 0,21 0,55 2P/32A/6KA Linea 5 48,00 29,91 230 11040,00 479 20 Sup.B/tubo RV-K 0,6/1 KV 25,63 25 116,00 0,14 0,48 2P/32A/6KA Linea 6 48,00 29,91 230 11040,00 479 50 Sup.B/tubo RV-K 0,6/1 KV 25,63 25 116,00 0,34 0,69 2P/32A/6KA Linea 7 48,00 29,91 230 11040,00 479 60 Sup.B/tubo RV-K 0,6/1 KV 25,63 25 116,00 0,41 0,76 2P/32A/6KA Linea 8 48,00 29,91 230 11040,00 479 80 Sup.B/tubo RV-K 0,6/1 KV 25,63 35 144,00 0,39 0,74 2P/32A/6KA Linea 9 48,00 29,91 230 11040,00 479 90 Sup.B/tubo RV-K 0,6/1 KV 25,63 35 144,00 0,44 0,79 2P/32A/6KA
Linea 10 48,00 29,91 230 11040,00 479 100 Sup.B/tubo RV-K 0,6/1 KV 25,63 35 144,00 0,49 0,84 2P/32A/6KA
CIRCUITOS CC Mod. Serie Vmp. Mod.
(V) P. Mod.
(W) Pcalc. (W)
(V)L
(m) Tipo Aislamiento I (A) Secc.
(mm2) I (A) AdmCDT (%)
CDT total (%) Protección
CUADRO CC Grupo 1 16,00 29,91 230 3680,00 479 10 Sup.B/tubo RV-K 0,6/1 KV 8,54 6 49,00 0,10 0,44 2P/10A/6KA Grupo 2 16,00 29,91 230 3680,00 479 10 Sup.B/tubo RV-K 0,6/1 KV 8,54 6 49,00 0,10 0,44 2P/10A/6KA Grupo 3 16,00 29,91 230 3680,00 479 10 Sup.B/tubo RV-K 0,6/1 KV 8,54 6 49,00 0,10 0,44 2P/10A/6KA
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Cálculos Justificativos Página 19
4.3. INTENSIDADES DE CORTOCIRCUITO
2.4.3.1. SOBRECARGAS
Líneas generales
El límite de intensidad de corriente admisible en un conductor ha de quedar en
todo caso garantizada por el dispositivo de protección utilizado. El dispositivo de
protección podrá estar constituido por un interruptor automático de corte omnipolar
con curva térmica de corte, o por cortocircuitos fusibles calibrados de características
de funcionamiento adecuadas.
La norma UNE 20.460 -4-43 recoge todos los aspectos requeridos para los
dispositivos de protección. La norma UNE 20.460 -4-473 define la aplicación de las
medidas de protección expuestas en la norma UNE 20.460 -4-43 según sea por causa
de sobrecargas o cortocircuito, señalando en cada caso su emplazamiento u omisión.
Líneas derivadas
Las protecciones de los circuitos derivados frente a sobrecargas, se efectuarán
mediante los interruptores automáticos magnetotérmicos de que consta cada circuito y
cuyas intensidades quedan reflejadas en el esquema eléctrico unifilar correspondiente.
2.4.3.2. CORTOCIRCUITOS
Líneas generales
En el origen de todo circuito se establecerá un dispositivo de protección contra
cortocircuitos cuya capacidad de corte estará de acuerdo con la intensidad de
cortocircuito que pueda presentarse en el punto de su conexión. Se admite, no
obstante, que cuando se trate de circuitos derivados de uno principal, cada uno de
estos circuitos derivados disponga de protección contra sobrecargas, mientras que un
solo dispositivo general pueda asegurar la protección contra cortocircuitos los fusibles
calibrados de características de funcionamiento adecuadas y los interruptores
automáticos con sistema de corte omnipolar.
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2.4.3.3. SOBRETENSIONES
CATEGORIAS DE LAS SOBRETENSIONES
Las categorías indican los valores de tensión soportada a la onda de choque de
sobretensión que deben de tener los equipos, determinando, a su vez, el valor límite
máximo de tensión residual que deben permitir los diferentes dispositivos de
protección de cada zona para evitar el posible daño de dichos equipos.
Se distinguen 4 categorías diferentes, indicando en cada caso el nivel de tensión
soportada a impulsos, en kV, según la tensión nominal de la instalación.
Tensión nominal
instalación Tensión soportada a impulsos 1,2/50 (kV)
Sistemas
III
Sistemas
II
Categoría
IV
Categoría
III
Categoría
II
Categoría
I
230/400 230 6 4 2,5 1,5
400/690 8 6 4 2,5
1000
Categoría I
Se aplica a los equipos muy sensibles a las sobretensiones y que están destinados
a ser conectados a la instalación eléctrica fija (ordenadores, equipos electrónicos muy
sensibles, etc). En este caso, las medidas de protección se toman fuera de los equipos
a proteger, ya sea en la instalación fija o entre la instalación fija y los equipos, con
objeto de limitar las sobretensiones a un nivel específico.
Categoría II
Se aplica a los equipos destinados a conectarse a una instalación eléctrica fija
(electrodomésticos, herramientas portátiles y otros equipos similares).
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Cálculos Justificativos Pagina 21
Categoría III
Se aplica a los equipos y materiales que forman parte de la instalación eléctrica fija
y a otros equipos para los cuales se requiere un alto nivel de fiabilidad (armarios de
distribución, embarrados, paramenta: interruptores, seccionadores, tomas de
corriente, etc, canalizaciones y sus accesorios: cables, caja de derivación, etc, motores
con conexión eléctrica fija: ascensores, máquinas industriales, etc.)
Categoría IV
Se aplica a los equipos y materiales que se conectan en el origen o muy próximos
al origen de la instalación, aguas arriba del cuadro de distribución (contadores de
energía, aparatos de telemedida, equipos principales de protección contra
sobreintensidades, etc)
MEDIDAS PARA EL CONTROL DE LAS SOBRETENSIONES.
Se pueden presentar dos situaciones diferentes:
- Situación natural: cuando no es preciso la protección contra las sobretensiones
transitorias, pues se prevé un bajo riesgo de sobretensiones en la instalación
(debido a que está alimentada por una red subterránea en su totalidad). En
este caso se considera suficiente la resistencia a las sobretensiones de los
equipos indicada en la tabla de categorías, y no se requiere ninguna protección
suplementaria contra las sobretensiones transitorias.
- Situación controlada: cuando es preciso la protección contra las sobretensiones
transitorias en el origen de la instalación, pues la instalación se alimenta por, o
incluye, una línea aérea con conductores desnudos o aislados.
También se considera situación controlada aquella situación natural en que es
conveniente incluir dispositivos de protección para una mayor seguridad (continuidad
de servicio, valor económico de los equipos, pérdidas irreparables, etc).
Los dispositivos de protección contra sobretensiones de origen atmosférico deben
seleccionarse de forma que su nivel de protección sea inferior a la tensión soportada a
impulso de la categoría de los equipos y materiales que se prevé que se vayan a
instalar.
Los descargadores se conectarán entre cada uno de los conductores, incluyendo el
neutro o compensador y la tierra de la instalación.
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Cálculos Justificativos Pagina 22
SELECCIÓN DE LOS MATERIALES EN LA INSTALACIÓN.
Los equipos y materiales deben escogerse de manera que su tensión soportada a
impulsos no sea inferior a la tensión soportada prescrita en la tabla anterior, según su
categoría.
Los equipos y materiales que tengan una tensión soportada a impulsos inferior a la
indicada en la tabla, se pueden utilizar, no obstante:
-En situación natural, cuando el riesgo sea aceptable.
-En situación controlada, si la protección contra las sobretensiones es adecuada.
2.5. CALCULO DEL SISTEMA DE PROTECCION CONTRA CONTACTOS
INDIRECTOS
Circuito de corriente alterna
La protección contra contactos indirectos en la zona de C.A., se conseguirá
mediante “corte automático de la alimentación”. Esta medida consiste en impedir,
después de la aparición de un fallo, que una tensión de contacto de valor suficiente se
mantenga durante un tiempo tal que pueda dar como resultado un riesgo. La tensión
límite convencional es igual a 50 V, valor eficaz en corriente alterna, en condiciones
normales y a 24 V en locales húmedos.
Todas las masas de los equipos eléctricos protegidos por un mismo dispositivo de
protección, deben ser interconectadas y unidas por un conductor de protección a una
misma toma de tierra. El punto neutro de cada generador o transformador debe
ponerse a tierra.
Se cumplirá la siguiente condición:
Ra x la ≤ U
Donde:
- Ra = es la suma de las resistencias de la toma de tierra y de los conductores de
protección de masa.
- Ia = es la corriente que asegura el funcionamiento automático del dispositivo
de protección. Cuando el dispositivo de protección es un dispositivo de corriente
diferencial-residual es la corriente diferencial-residual asignada.
- U = es la tensión de contacto límite convencional (50 ó 24 V).
El sistema de protección contra contactos indirectos adoptado es el de puesta a
tierra de las masas y empleo de interruptores diferenciales de alta sensibilidad, dicha
sensibilidad es de 30 mA. Para líneas de alumbrado y de 30 mA. Para fuerza motriz y
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Cálculos Justificativos Pagina 23
otros usos, y cuyas intensidades quedan reflejadas en el esquema unifilar
correspondiente.
Circuito de Corriente Continua
La protección contra contactos indirectos en la zona de C.C., se conseguirá
mediante “corte automático de la alimentación”. Esta medida consiste en impedir,
después de la aparición de un fallo, que una tensión de contacto de valor suficiente se
mantenga durante un tiempo tal que pueda dar como resultado un riesgo. La tensión
límite convencional es igual a 50 V, valor eficaz en corriente alterna, en condiciones
normales y a 24 V en locales húmedos.
Todas las masas de los equipos eléctricos protegidos por un mismo dispositivo de
protección, deben ser interconectadas y unidas por un conductor de protección a una
misma toma de tierra.
En la instalación objeto de proyecto, el sistema de protección contra contactos
indirectos adoptado es la puesta a tierra de las masas, que en coordinación con los
elementos auxiliares adecuados, (contactores y reles), realizará la desconexión de la
instalación.
Pilar de la Horadada, Diciembre de 2009.
Por el AREA INFRAESTRUCTURAS MUNICIPAL.
D. Antonio Martínez García.
D. Juan Fco. García Corbalán.
DOCUMENTO Nº 3: PLIEGO DE PRESCRIPCIONES TECNICAS
PARTICULARES
PROYECTO DE INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA DE 100 KW CON CONEXIÓN A RED SOBRE CUBIERTA DE
ALMACEN MUNICIPAL EN EL N.U. DE PILAR DE LA HORADADA.
Pliego de Condiciones Página 1
3.1. CONDICIONES GENERALES.
El Contratista está obligado al cumplimiento de la Reglamentación de trabajo, la
contratación del Seguro Obligatorio, Subsidio familiar y de vejez, Seguro de
enfermedad y todas aquellas reglamentaciones de carácter social vigentes o que en lo
sucesivo se dicten.
El Contratista deberá estar clasificado, según Orden del Ministerio de Hacienda de
18 de Marzo de 1.968, en el Grupo, Subgrupo y Categoría correspondientes al
proyecto. La instalación será realizada por Instalador Autorizado con título concedido
por la Consellería de Industria y Energía.
El Contratista deberá tomar todas las precauciones máximas en todas las
operaciones y usos de equipos para proteger a las personas, animales y cosas de los
peligros procedentes del trabajo, siendo de su cuenta las responsabilidades que por
tales accidentes se ocasionen.
El Contratista mantendrá póliza de Seguros que proteja suficientemente a él y a
sus empleados y obreros frente a las responsabilidades por daños, responsabilidad
civil, etc. en que uno y otros pudieran incurrir para con el Contratista o terceros, como
consecuencia de la ejecución de los trabajos.
La instalación eléctrica y los materiales utilizados, se ajustarán en todo momento a
lo dispuesto en el vigente Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión e Instrucciones
Complementarias, así como en las NTE.
El Contratista ordenará los trabajos en la forma más eficaz para la perfecta
ejecución de los mismos y las obras se realizarán siempre siguiendo las indicaciones
del Director de Obra, al amparo de las condiciones siguientes:
3.1.1. Datos de la obra.
Se entregará al Contratista dos copias de los Planos y un Pliego de Condiciones del
Proyecto, así como cuantos planos o datos necesarios necesite para la completa
ejecución de la obra.
El Contratista deberá tomar nota o sacar copia a su coste de la Memoria,
Presupuesto y Anexos del Proyecto, asó como segundas copias de todos los
documentos.
Por otra parte, el Contratista, simultáneamente al levantamiento del Acta de
Recepción Provisional, entregará planos actualizados de acuerdo con las características
de la obra terminada, entregando al Director de obra dos expedientes completos de los
trabajos realmente ejecutados, tanto en papel como en soporte informático.
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Pliego de Condiciones Página 2
No se harán, por el Contratista, alteraciones, correcciones, omisiones o variaciones
en los datos fijados en el Proyecto, salvo aprobación previa por escrito del Director de
Obra.
3.1.2. Replanteo de la obra.
Antes de comenzar las obras, la Dirección Técnica hará el replanteo de las mismas
con especial atención a los puntos singulares, siendo obligación del Contratista la
custodia y reposición de las señales que se establezcan en el replanteo.
Será requisito indispensable para el comienzo de las obras, la obtención de la
licencia de obras emitida por el municipio donde se emplace la instalación. En este
sentido, tal licencia de obras implicará que las instalaciones sobre cubiertas no
entrañan ningún riesgo o que se ha considerado el refuerzo de la estructura, debiendo
existir proyecto de obra para tal fin.
Se levantará, por triplicado, Acta de Replanteo, firmada por el Director de Obra y
por el representante del Contratista.
Los gastos de replanteo serán de cuenta del Contratista.
3.1.3. Facilidades de la inspección.
El Contratista proporcionará al Director de Obra o Delegados y colaboradores, toda
clase de facilidades para los replanteos, conocimientos, mediciones y pruebas de los
materiales, así como la mano de obra necesaria para los trabajos que tengan por
objeto comprobar el cumplimiento de las condiciones establecidas, permitiendo el
acceso a todas las partes de la obra e incluso a los talleres o fábricas donde se
produzcan los materiales o se realicen trabajos para las obras.
3.1.4. Limpieza y seguridad de las obras.
Es obligación del Contratista mantener limpias las obras y sus inmediaciones de
escombros y materiales y hacer desaparecer las instalaciones provisionales que no
sean precisas, así como adoptar las medidas y ejecutar los trabajos necesarios para
que las obras ofrezcan un buen aspecto a juicio de la Dirección Técnica.
Se tomarán las medidas oportunas de tal modo que, durante la ejecución de las
obras, se ofrezca seguridad absoluta, en evitación de accidentes que pueden ocurrir
por deficiencia en esta clase de precauciones; durante la noche estarán los puntos de
trabajo perfectamente alumbrados y cercados los que por su índice fueran preligrosos.
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Pliego de Condiciones Página 3
Para los trabajos en altura, se tomarán las medidas oportunas de seguridad para
evitar caídas o fallos en la seguridad de las estructuras existentes con anterioridad a
las instalaciones nuevas, eximiéndose este técnico de cuantas deficiencias se
produzcan en ellas. No se considerarán en ningún momento que las estructuras para el
emplazamiento de las instalaciones son transitables.
3.1.5. Medios Auxiliares.
No se abonarán, en concepto de medios auxiliares, más cantidades que las que
figuren explícitamente consignadas en presupuesto, entendiéndose que en todos los
demás casos el costo de dichos medios está incluido en los correspondientes precios
del presupuesto.
3.1.6. Ejecución de las obras.
El Contratista informará al Director de Obra de todos los planes de organización
técnica de las obras, así de cómo de la procedencia de los materiales y deberá
cumplimentar cuantas órdenes le de éste en relación con datos externos.
Las obras se ejecutarán conforme al Proyecto y a las condiciones contenidas en
este Pliego de Condiciones Generales y Pliego Particular si lo hubiera y de acuerdo con
las especificaciones señaladas en los de Condiciones Técnicas.
El Contratista, salvo aprobación por escrito del Director de Obra, no podrá hacer
ninguna alteración, ni modificación de cualquier naturaleza, tanto en la ejecución de la
obra en relación con el proyecto como en las Condiciones Técnicas especificadas.
La ejecución de las obras será confiada a personal cuyos conocimientos técnicos y
prácticos les permita realizar el trabajo correctamente, debiendo tener al frente del
mismo un técnico suficientemente especializado junto al Director de Obra.
3.1.7. Gastos por cuenta del Contratista.
Serán de cuenta del Contratista, los gastos de replanteo, inspección y liquidación
de las mismas, con arreglo a las disposiciones vigentes.
Serán también cuenta del Contratista, los gastos que se originen por inspección y
vigilancia no facultativa, cuando la Dirección Técnica estime preciso establecerla.
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Pliego de Condiciones Página 4
3.1.8. Pruebas reglamentarias.
→ Comprobación de la Puesta a Tierra.
La instalación de toma de tierra será comprobada por los servicios oficiales en el
momento de dar de alta la instalación. Se dispondrá de, al menos, un punto de puesta
a tierra accesible para poder realizar la medición de la puesta a tierra.
→ Resistencia de aislamiento.
Las instalaciones eléctricas deberán presentar una resistencia de aislamiento,
expresada en ohmios, por lo menos igual a 1000xU, siendo U la tensión máxima de
servicio expresada en voltios, con un mínimo de 250.000 ohmios.
El aislamiento de la instalación eléctrica se mediará con relación a tierra y entre
conductores, mediante la aplicación de una tensión continua suministrada por un
generador que proporcione en vacío una tensión comprendida entre 500 y 1000 V y,
como mínimo, 250 V con una carga externa de 100.000 ohmios.
Prueba A. Funcionamiento del interruptor diferencial. Controles a realizar:
- Puesta la instalación interior en tensión accionar el botón de prueba estando
el aparato en posición de cerrado.
- Puesta la instalación interior en tensión conectar en una base para toma de
corriente, al conductor de fase con el de protección a través de una lámpara
de 150W.
- Número de controles: uno por cada interruptor diferencial instalado y una
base por cada circuito.
- Condición de no aceptación automática: no desconecta el interruptor
diferencial.
Prueba B. Funcionamiento del pequeño interruptor automático. Controles a
realizar:
- Abierto el pequeño interruptor automático, conectar mediante un puente los
alveolos de fase neutros en la base para toma de corriente más alejada del
cuadro general de distribución. A continuación se cierra el pequeño
interruptor automático.
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Pliego de Condiciones Página 5
- Número de controles: uno por cada circuito independiente.
- Condición de no aceptación automática: no actúa el pequeño interruptor
automático o el fusible de seguridad, situado en la centralización de
contadores, en un espacio de tiempo superior a 2 segundos.
Prueba C. Corriente de fuga. Controles a realizar:
- Cerrado el interruptor diferencial y con tensión en los circuitos, se conectarán
los receptores uno por uno hasta potencia máxima igual al nivel de
electrificación y por un tiempo no inferior a 5 minutos.
- Número de controles: uno por cada vivienda o local individual.
- Condición de no aceptación automática: actúa el interruptor diferencial.
3.1.9. Condiciones de uso, mantenimiento y seguridad.
La propiedad recibirá a la entrega de la instalación, planos definitivos del montaje
de la instalación, valores de la resistencia a tierra obtenidos en las mediciones y
referencia del domicilio social de la empresa instaladora.
No se podrá modificar la instalación sin la intervención de un instalador Autorizados
o Técnico Competente, según corresponda.
Cada cinco años, se comprobarán los dispositivos de protección contra
cortocircuitos, contactos directos e indirectos, así como sus intensidades nominales en
relación con la sección de los conductores que protegen.
Personal técnicamente competente comprobará la instalación de toma de tierra en
la época en que el terreno esté más seco, reparando inmediatamente los defectos que
pudieran encontrarse.
En caso de no asegurarse el carácter transitable de las cubiertas (o parte
de ellas) para el emplazamiento de la instalación, no se considerarán que
sean transitables. Por tanto, el titular de la instalación se responsabilizará de
que en las tareas de mantenimiento se tomen las medidas adecuadas para
asegurar un apoyo sólido de los operarios encargados de dicho
mantenimiento. En este sentido, se utilizarán medios como grúas, redes de
seguridad, arneses o incluso grúa sobre camión con brazo telescópico con
cesta para 2 personas.
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Pliego de Condiciones Página 6
MODULOS FOTOVOLTAICOS
Los módulos fotovoltaicos requieren muy escaso mantenimiento, por su propia
configuración, carente de partes móviles y con el circuito interior de las células y las
soldaduras de conexión muy protegidas del ambiente exterior por capas de material
protector. El mantenimiento abarca los siguientes procesos.
- Limpieza periódica del panel, la periodicidad del proceso depende, lógicamente,
de la intensidad de ensuciamiento. En el caso de depósitos procedentes de las
aves conviene evitarlos instalando pequeñas antenas elásticas en la parte alta
del panel, impidiendo a aquéllas que se posen. La operación de limpieza
consiste simplemente en el lavado de los módulos con agua y algún detergente
no abrasivo. Esta operación se tiene que realizar a primeras horas de la
mañana, cuando el módulo esta frío. No es recomendable en ningún caso
utilizar mangueras a presión.
- Inspección visual de posibles degradaciones internas y de la estanqueidad del
panel.
- Control de las conexiones eléctricas y el cableado.
- Revisión de los prensaestopas de la caja de conexión.
INVERSOR
El mantenimiento del inversor no difiere especialmente de las operaciones
normales en equipos electrónicos. Las averías en condiciones normales de
funcionamiento son poco frecuentes y la simplicidad de los equipos reduce el
mantenimiento a las siguientes operaciones:
- Observación visual general del estado y funcionamiento del inversor.
- Comprobación del conexionado y cableado de los componentes.
- Observación del funcionamiento de los indicadores ópticos.
- Acumulación de polvo y suciedad que se pueda producir en el conducto de
ventilación.
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Pliego de Condiciones Página 7
ARMARIOS DE CONEXIÓN
- Se observara la estanqueidad de los armarios y prensaestopas.
- Cableado general del armario.
- Apriete de bornas y detección de cables con temperatura elevada.
- Señalización de cables en buen estado.
- Comprobación de las protecciones (Varistores, fusibles, magnetotérmicos,
seccionadores, diodos, etc...)
BARRA DE PUESTA A TIERRA COLOCADA
Cada 2 años y en la época en el que el terreno está más seco se medirá la
resistencia de la tierra y se comprobará que no sobrepasa el valor prefijado, así mismo
se comprobará mediante inspección visual el estado frente a la corrosión de la
conexión de la barra de puesta a tierra con la arqueta y la continuidad de la línea que
las une.
LINEA PRINCIPAL DE TIERRA EN CONDUCTO DE FÁBRICA
Cada 2 años se comprobará mediante inspección visual es estado frente a la
corrosión de todas las conexiones así como la continuidad de las líneas.
LINEA PRINCIPAL DE TIERRA BAJO TUBO
Cada 2 años se comprobará mediante inspección visual el estado frente a la
corrosión de todas las conexiones así como la continuidad de las líneas.
CONDICIONES DE SEGURIDAD EN EL TRABAJO
Se cumplirán todas las disposiciones generales que sean de aplicación de la
ordenanza General de Seguridad e Higiene en el trabajo.
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Pliego de Condiciones Página 8
3.1.10. Certificados y documentación.
Al finalizar la ejecución, se entregará en la Delegación del ministerio de industria
correspondiente el Certificado de Fin de Obra firmado por un técnico competente y
visado por el Colegio Profesional correspondiente, acompañado del boletín o boletines
de instalación firmados por un Instalador Autorizado.
3.1.11. Libro de órdenes.
La dirección de la ejecución de los trabajos de instalación será llevada a cabo por
un técnico competente, que deberá cumplimentar el Libro de Órdenes y Asistencia, en
el que se reseñará las incidencias, órdenes y asistencias que se produzcan durante el
desarrollo de la obra.
3.2. CALIDAD DE LOS MATERIALES.
Los materiales que hayan de ser empleados en las obras serán de primera calidad
y no podrá utilizarse sin antes haber sido reconocidos por la Dirección Técnica, que
podrá rechazar si no reuniesen, a su juicio, las condiciones exigibles para conseguir
debidamente el objeto que motivara su empleo.
Todos los materiales podrán ser sometidos a los análisis o pruebas, por cuenta de
la contrata, que se crean necesarios para acreditar su calidad.
Cualquier otro que haya sido especificado y sea necesario emplear deberá ser
aprobado por la Dirección Técnica.
Los materiales no consignados en proyecto que dieran lugar a precios
contradictorios reunirán las condiciones de bondad necesarias, a juicio de la Dirección
Técnica, no teniendo el contratista derecho a reclamación alguna por estas condiciones
exigidas.
Todos los trabajos incluidos en el presente proyecto se ejecutarán esmeradamente,
con arreglo a las buenas prácticas de las instalaciones eléctricas, de acuerdo con el
Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, y cumpliendo estrictamente las
instrucciones recibidas por la Dirección Técnica, no pudiendo servir de pretexto al
contratista la baja en subasta, para variar esa esmerada ejecución ni la primerísimo
calidad de las instalaciones proyectadas en cuanto a sus materiales y mano de obra, ni
pretender proyectos adicionales.
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Pliego de Condiciones Página 9
CANALIZACIONES ELECTRICAS.
Serán de cobre electrostático, rígidos, de sección circular, con aislamiento plástico
de doble capa, de tensión nominal mínima de 750 V, de tipos H07V-U o H07V-R y de
aislamiento de polietileno, reticulado, con cubierta exterior de PVC, de tipo RV-
0,6/1kV.
Para la identificación de los conductores, se utilizarán los siguientes colores:
Color azul: conductores de neutro
Color gris, marrón o negro: conductores de fase
Color amarillo-verde: conductores de protección
Cuando los conductores sean de protección presentarán el mismo aislamiento que l
activos.
Los cables se colocarán dentro de tubos o canales, fijados directamente sobre las
paredes, enterrados, directamente empotrados en estructuras, en el interior de huecos
de la construcción, bajo molduras, en bandeja o soporte de bandeja, según se explica
en Memoria, Planos y Mediciones.
Antes de iniciar el tendido de la red de distribución, deberán estar ejecutados los
elementos estructurales que hayan de soportarla o en los que vaya a ser empotrada:
forjados, tabiquería, etc. Salvo cuando al estar previstas se hayan dejado preparadas
las necesarias canalizaciones al ejecutar la obra previa.
Deberá replantearse sobre ésta en forma visible la situación de las cajas de
mecanismos, de registro y protección, así como el recorrido de las líneas, señalando de
forma conveniente la naturaleza de cada elemento.
→ Conductores aislados bajo tubos protectores.
Los cables utilizados serán de tensión asignada no inferior a 450/750 V y los tubos
cumplirán lo dispuesto a continuación.
Los tubos protectores pueden ser:
− Tubo y accesorios metálicos.
− Tubo y accesorios no metálicos.
− Tubo y accesorios compuestos (constituidos por materiales metálicos y
no metálicos).
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Pliego de Condiciones Página 10
Los tubos se clasifican según lo dispuesto en las normas siguientes:
− UNE-EN 50086 -2 -1: Sistemas de tubos rígidos
− UNE-EN 50086 -2 -2: Sistemas de tubos curvables
− UNE-EN 50086 -2 -3: Sistemas de tubos flexibles
− UNE-EN 50086 -2 -4: Sistemas de tubos enterrados
Las características de protección de la unión entre el tubo y sus accesorios no
deben ser inferiores a los declarados para el sistema de tubos.
La superficie interior de los tubos no deberá presentar en ningún punto aristas,
asperezas o fisuras susceptibles de dañar los conductores o cables aislados o de causar
heridas a instaladores o usuarios.
Las dimensiones de los tubos no enterrados y con unión roscada utilizados en las
instalaciones eléctricas son las que se prescriben en la UNE-EN 60423.
Para los tubos enterrados, las dimensiones se corresponden con las indicadas en la
norma UNE-EN 50086 -2 -4.
Para el resto de los tubos las dimensiones serán las establecidas en la norma
correspondiente de las citadas anteriormente. La denominación se realizará en función
del diámetro exterior.
El diámetro interior mínimo deberá ser declarado por el fabricante.
En lo relativo a la resistencia a los efectos del fuego considerados en la norma
particular para cada tipo de tubo, se seguirá lo establecido por la aplicación de la
Directiva de Productos de la Construcción (89/106/CEE).
1. Tubos en canalizaciones fijas en superficie
En las canalizaciones superficiales, los tubos deberán ser preferentemente rígidos y
en casos especiales podrán usarse tubos curvables. Sus características mínimas serán
las indicadas a continuación.
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Pliego de Condiciones Página 11
Característica Código Grado
Resistencia a la compresión 4 Fuerte
Resistencia al impacto 3 Media
Temperatura mínima de instalación
servicio 2 - 5 ºC
Temperatura máxima de instalación
servicio 1 + 60 °C
Resistencia al curvado 1-2 Rí gido/curvable
Propiedades eléctricas 1-2 Continuidad eléctrica/aislante
Resistencia a la penetración de
objetos sólidos 4 Contra objetos D ≥ 1mm
Resistencia a la penetración del agua 2
Contra gotas de agua cayendo
verticalmente cuando el sistema de tubos
está inclinado 15 °
Resistencia a la corrosión de tubos
metálicos y compuestos 2 Protección interior y exterior media
Resistencia a la tracción 0 No declarada
Resistencia a la propagación de la
llama 1 No propagador
Resistencia a las cargas suspendidas 0 No declarada
2. Tubos en canalizaciones empotradas
En las canalizaciones empotradas, los tubos protectores podrán ser rígidos,
curvables o flexibles y sus características mínimas se describen en la tabla siguiente
para tubos empotrados en obras de fábrica (paredes, techos y falsos techos), huecos
de la construcción o canales protectoras de obra.
Característica Código Grado
Resistencia a la compresión 2 Ligera
Resistencia al impacto 2 Ligera
Temperatura mínima de instalación
servicio 2 - 5 °C
Temperatura máxima de instalación
servicio 1 + 60 °C
Resistencia al curvado 1-2-3-4 Cualquiera de las especificadas
Propiedades eléctricas 0 No declaradas
Resistencia a la penetración de objetos
sólidos 4 Contra objetos D ≥ 1 mm
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Pliego de Condiciones Página 12
Resistencia a la penetración del agua 2
Contra gotas de agua cayendo
verticalmente cuando
el sistema de tubos está inclinado 15°
Resistencia a la corrosión de tubos
metálicos y compuestos 2 Protección interior y exterior media
Resistencia a la tracción 0 No declarada
Resistencia a la o propagación de la llama 1 No propagador
Resistencia a las cargas suspendidas 0 No declarada
En la tabla siguiente se muestran las características para tubos empotrados
embebidos en hormigón.
Característica Código Grado
Resistencia a la compresión 3 Media
Resistencia al impacto 3 Media
Temperatura mínima de instalación servicio 2 - 5 °C
Temperatura máxima de instalación servicio 2 + 90 °C
Resistencia al curvado 1-2-3-4 Cualquiera de las especificadas
Propiedades eléctricas 0 No declaradas
Resistencia a la penetración de objetos sólidos 5 Protegido contra el polvo
Resistencia a la penetración del agua 3 Protegido contra el agua en forma
de lluvia
Resistencia a la corrosión de tubos metálicos y
compuestos 2 Protección interior y exterior media
Resistencia a la tracción 0 No declarada
Resistencia a la propagación de la llama 1 No propagador
Resistencia a las cargas suspendidas 0 No declarada
3. Canalizaciones aéreas o con tubos al aire
En las canalizaciones al aire, destinadas a la alimentación de máquinas o
elementos de movilidad restringida, los tubos serán flexibles y sus características
mínimas para instalaciones ordinarias serán las indicadas en la tabla siguiente.
Se recomienda no utilizar este tipo de instalación para secciones nominales de
conductor superiores a 16 mm2.
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Pliego de Condiciones Página 13
Característica Código Grado
Resistencia a la compresión 4 Fuerte
Resistencia al impacto 3 Media
Temperatura mínima de instalación
servicio 2 - 5 °C
Temperatura máxima de instalación
servicio 1 + 60 °C
Resistencia al curvado 4 Flexible
Propiedades eléctricas 1/2 Continuidad/aislado
Resistencia a la penetración de
objetos sólidos 4 Contra objetos D ≥ 1mm
Resistencia a la penetración del agua 2
Protegido contra las gotas de agua
cayendo verticalmente cuando el sistema de
tubos está inclinado 15°
Resistencia a la corrosión de tubos
metálicas y compuestos 2
Protección interior mediana y exterior
elevada
Resistencia a la tracción 2 Ligera
Resistencia a la propagación de la
llama 1 No propagador
Resistencia a las cargas suspendidas 2 Ligera
4. Tubos en canalizaciones enterradas
En las canalizaciones enterradas, los tubos protectores serán conformes a lo
establecido en la norma UNE-EN 50086 -2 -4 y sus características mínimas serán, para
las instalaciones ordinarias las indicadas a continuación.
Característica Código Grado
Resistencia a la compresión NA 250 N / 450 N /750 N
Resistencia al impacto NA Linero / Normal / Normal
Temperatura mínima de instalación servicio NA NA
Temperatura máxima de instalación servicio NA NA
Resistencia al curvado 1-2-3-4 Cualquiera de las especificadas
Propiedades eléctricas 0 No declaradas
Resistencia a la penetración de objetos sólidos 4 Protegido contra objetos D ≥ 1 mm
Resistencia a la penetración del agua 3 Protegido contra el agua en forma de
lluvia
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Pliego de Condiciones Página 14
Resistencia a la corrosión de tubos metálicos y
compuestos
2 Protección interior y exterior media
Resistencia ala tracción 0 No declarada
Resistencia a la propagación de la llama 0 No declarada
Resistencia a las caras suspendidas 0 No declarada
NA:No aplicable (*) Para tubos embebidos en hormigón aplica 250 N y grado Ligero; para tubos en suelo ligero aplica 450 N y
grado Normal; para tubos en suelos pesados aplica 750 N y grado Normal
Se considera suelo ligero aquel suelo uniforme que no sea del tipo pedregoso y con
cargas superiores ligeras, como por ejemplo, aceras, parques y jardines. Suelo pesado
es aquel del tipo pedregoso y duro y con cargas superiores pesadas, como por
ejemplo, calzadas y vías férreas.
→ Instalación de tubos protectores.
Para la ejecución de las canalizaciones bajo tubos protectores, se tendrán en
cuenta las prescripciones generales siguientes:
− El trazado de las canalizaciones se hará siguiendo líneas verticales y
horizontales o paralelas a las aristas de las paredes que limitan el local donde
se efectúa la instalación.
− Los tubos se unirán entre sí mediante accesorios adecuados a su clase que
aseguren la continuidad de la protección que proporcionan a los conductores.
− Los tubos aislantes rígidos curvables en caliente podrán ser ensamblados
entre sí en caliente, recubriendo el empalme con una cola especial cuando se
precise una unión estanca.
− Las curvas practicadas en los tubos serán continuas y no originarán
reducciones de sección inadmisibles. Los radios mínimos de curvatura para
cada clase de tubo serán los especificados por el fabricante conforme a UNE-
EN 50086 -2 -2.
− Será posible la fácil introducción y retirada de los conductores en los tubos
después de colocarlos y fijados éstos y sus accesorios, disponiendo para ello
los registros que se consideren convenientes, que en tramos rectos no
estarán separados entre sí más de 15 metros. El número de curvas en ángulo
situadas entre dos registros consecutivos no será superior a 3. Los
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Pliego de Condiciones Página 15
conductores se alojarán normalmente en los tubos después de colocados
éstos.
− Los registros podrán estar destinadas únicamente a facilitar la introducción y
retirada de los conductores en los tubos o servir al mismo tiempo como cajas
de empalme o derivación.
− Las conexiones entre conductores se realizarán en el interior de cajas
apropiadas de material aislante y no propagador de la llama. Si son metálicas
estarán protegidas contra la corrosión. Las dimensiones de estas cajas serán
tales que permitan alojar holgadamente todos los conductores que deban
contener. Su profundidad será al menos igual al diámetro del tubo mayor más
un 50 % del mismo, con un mínimo de 40 mm. Su diámetro o lado interior
mínimo será de 60 mm. Cuando se quieran hacer estancas las entradas de los
tubos en las cajas de conexión, deberán emplearse prensaestopas o racores
adecuados.
− En ningún caso se permitirá la unión de conductores como empalmes o
derivaciones por simple retorcimiento o arrollamiento entre sí de los
conductores, sino que deberá realizarse siempre utilizando bornes de
conexión montados individualmente o constituyendo bloques o regletas de
conexión; puede permitirse asimismo, la utilización de bridas de conexión. El
retorcimiento o arrollamiento de conductores no se refiere a aquellos casos en
los que se utilice cualquier dispositivo conector que asegure una correcta
unión entre los conductores aunque se produzca un retorcimiento parcial de
los mismos y con la posibilidad de que puedan desmontarse fácilmente. Los
bornes de conexión para uso doméstico o análogo serán conformes a lo
establecido en la correspondiente parte de la norma UNE-EN 60998.
− Durante la instalación de los conductores para que su aislamiento no pueda
ser dañado por su roce con los bordes libres de los tubos, los extremos de
éstos, cuando sean metálicos y penetren en una caja de conexión o aparato,
estarán provistos de boquillas con bordes redondeados o dispositivos
equivalentes, o bien los bordes estarán convenientemente redondeados.
− En los tubos metálicos sin aislamiento interior, se tendrá en cuenta las
posibilidades de que se produzcan condensaciones de agua en su interior,
para lo cual se elegirá convenientemente el trazado de su instalación,
previendo la evacuación y estableciendo una ventilación apropiada en el
interior de los tubos mediante el sistema adecuado, como puede ser, por
ejemplo, el uso de una "T" de la que uno de los brazos no se emplea.
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Pliego de Condiciones Página 16
− Los tubos metálicos que sean accesibles deben ponerse a tierra. Su
continuidad eléctrica deberá quedar convenientemente asegurada. En el caso
de utilizar tubos metálicos flexibles, es necesario que la distancia entre dos
puestas a tierra consecutivas de los tubos no exceda de 10 metros.
− No podrán utilizarse los tubos metálicos como conductores de protección o de
neutro.
− Para la colocación de los conductores se seguirá lo señalado en la ITC-BT-20.
− A fin de evitar los efectos del calor emitido por fuentes externas
(distribuciones de agua caliente, aparatos y luminarias, procesos de
fabricación, absorción del calor del medio circundante, etc.) las canalizaciones
se protegerán utilizando los siguientes métodos eficaces:
Pantallas de protección calorífuga
Alejamiento suficiente de las fuentes de calor
Elección de la canalización adecuada que soporte los efectos nocivos que
se puedan producir
Modificación del material aislante a emplear
Cuando los tubos se coloquen en montaje superficial se tendrán en cuenta,
además, las siguientes prescripciones:
− Los tubos se fijarán a las paredes o techos por medio de bridas o abrazaderas
protegidas contra la corrosión y sólidamente sujetas. La distancia entre éstas
será, como máximo, de 0,50 metros. Se dispondrán fijaciones de una y otra
parte en los cambios de dirección, en los empalmes y en la proximidad
inmediata de las entradas en cajas o aparatos.
− Los tubos se colocarán adaptándose a la superficie sobre la que se instalan,
curvándose o usando los accesorios necesarios.
− En alineaciones rectas, las desviaciones del eje del tubo respecto a la línea
que une los puntos extremos no serán superiores al 2 por 100.
− Es conveniente disponer los tubos, siempre que sea posible, a una altura
mínima de 2,50 metros sobre el suelo, con objeto de protegerlos de
eventuales daños mecánicos.
− En los cruces de tubos rígidos con juntas de dilatación de un edificio, deberán
interrumpirse los tubos, quedando los extremos del mismo separados entre sí
5 centímetros aproximadamente, y empalmándose posteriormente mediante
manguitos deslizantes que tengan una longitud mínima de 20 centímetros.
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Pliego de Condiciones Página 17
− Cuando los tubos se coloquen empotrados, se tendrán en cuenta, las
recomendaciones de l tabla siguiente y las siguientes prescripciones:
− En la instalación de los tubos en el interior de los elementos de la
construcción, las rozas no pondrán en peligro la seguridad de las paredes o
techos en que se practiquen. Las dimensiones de las rozas serán suficientes
para que los tubos queden recubiertos por una capa de 1 centímetro de
espesor, como mínimo. En los ángulos, el espesor de esta capa puede
reducirse a 0,5 centímetros.
− No se instalarán entre forjado y revestimiento tubos destinados a la
instalación eléctrica de las plantas inferiores.
− Para la instalación correspondiente a la propia planta, únicamente podrán
instalarse, entre forjado y revestimiento, tubos que deberán quedar
recubiertos por una capa de hormigón o mortero de 1 centímetro de espesor,
como mínimo, además del revestimiento.
− En los cambios de dirección, los tubos estarán convenientemente curvados o
bien provistos de codos o "T" apropiados, pero en este último caso sólo se
admitirán los provistos de tapas de registro.
− Las tapas de los registros y de las cajas de conexión quedarán accesibles y
desmontables una vez finalizada la obra. Los registros y cajas quedarán
enrasados con la superficie exterior del revestimiento de la pared o techo
cuando no se instalen en el interior de un alojamiento cerrado y practicable.
− En el caso de utilizarse tubos empotrados en paredes, es conveniente
disponer los recorridos horizontales a 50 centímetros como máximo, de suelo
o techos y los verticales a una distancia de los ángulos de esquinas no
superior a 20 centímetros.
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Pliego de Condiciones Página 18
ELEMENTO CONSTRUCTIVO
Colocación del tubo antes de
terminar la construcción y revestimiento (*)
Preparación de la roza o alojamiento durante la
construcción
Ejecución de la roza después de la construcción y
revestimiento
OBSERVACIONES
Muros de:
ladrillo macizo SI X SI
ladrillo hueco,
siendo el n° de
huecos en sentido
transversal:
-uno SI X SI
-dos o tres SI X SI
- mas de tres SI X SI
bloques macizos de
hormigón SI X X
bloques huecos de
hormigón SI X NO
hormigón en masa SI SI X
hormigón armado SI SI X
Únicamente en rozas
verticales y en las
horizontales situadas a
una distancia del borde
superior del muro
inferior a 50 cm.
La roza, en
profundidad, sólo
interesará a un
tabiquillo de hueco por
ladrillo. La roza en
profundidad, sólo
interesará a un
tabiquillo de hueco por
ladrillo. No se
colocarán los tubos en
diagonal.
Forjados:
placas de hormigón SI SI NO
forjados con
nervios SI SI NO
forjados con
nervios y elementos
de relleno
SI SI NO (**)
forjados con
viguetas y
bovedillas
SI SI NO (**)
forjados con
viguetas y tableros
y revoltón
SI SI NO (**)
de rasilla SI SI NO
X: Difícilmente aplicable en la práctica (*): Tubos blindados únicamente (**): Es admisible practicar un orificio en la cara inferior del forjado para introducir
los tubos en hueco del mismo un longitudinal
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Pliego de Condiciones Página 19
→ Conductores aislados fijados directamente sobre las paredes.
Estas instalaciones se establecerán con cables de tensiones asignadas no inferiores
a 0,6/1 kV, provistos de aislamiento y cubierta (se incluyen cables armados o con
aislamiento mineral). Estas instalaciones se realizarán de acuerdo a la norma UNE
20460 -5 -52.
Para la ejecución de las canalizaciones se tendrán en cuenta las siguientes
prescripciones:
Se fijarán sobre las paredes por medio de bridas, abrazaderas, o collares de forma
que no perjudiquen las cubiertas de los mismos.
Con el fin de que los cables no sean susceptibles de doblarse por efecto de su
propio peso, los puntos de fijación de los mismos estarán suficientemente próximos.
La distancia entre dos puntos de fijación sucesivos, no excederá de 0,40 metros.
Cuando los cables deban disponer de protección mecánica por el lugar y
condiciones de instalación en que se efectúe la misma, se utilizarán cables armados.
En caso de no utilizar estos cables, se establecerá una protección mecánica
complementaria sobre los mismos.
Se evitará curvar los cables con un radio demasiado pequeño y salvo prescripción
en contra fijada en la Norma UNE correspondiente al cable utilizado, este radio no será
inferior a 10 veces el diámetro exterior del cable.
Los cruces de los cables con canalizaciones no eléctricas se podrán efectuar por la
parle anterior o posterior a éstas, dejando una distancia mínima de 3 cm entre la
superficie exterior de la canalización no eléctrica y la cubierta de los cables cuando el
cruce se efectúe por la parte anterior de aquélla.
Los extremos de los cables serán estancos cuando las características de los locales
o emplazamientos así lo exijan, utilizándose a este fin cajas u otros dispositivos
adecuados. La estanqueidad podrá quedar asegurada con la ayuda de prensaestopas.
Los cables con aislamiento mineral, cuando lleven cubiertas metálicas, no deberán
utilizarse en locales que puedan presentar riesgo de corrosión para las cubiertas
metálicas de estos cables, salvo que esta cubierta este protegida adecuadamente
contra la corrosión.
Los empalmes y conexiones se harán por medio de cajas o dispositivos
equivalentes provistos de tapas desmontables que aseguren a la vez la continuidad de
la protección mecánica establecida, el aislamiento y la inaccesibilidad de las
conexiones y permitiendo su verificación en caso necesario.
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Pliego de Condiciones Página 20
→ Conductores aislados enterrados.
Las condiciones para estas canalizaciones, en las que los conductores aislados
deberán ir bajo tubo salvo que tengan cubierta y una tensión asignada 0,6/1kV, se
establecerán de acuerdo con lo señalado en la Instrucciones ITC-BT-07 e ITC-BT-21.
→ Conductores aislados directamente empotrados en estructuras.
Para estas canalizaciones son necesarios conductores aislados con cubierta
(incluidos cables armados o con aislamiento mineral). La temperatura mínima y
máxima de instalación y servicio será de -5 ºC y 90 ºC respectivamente (por ejemplo
con polietileno reticulado o etileno-propileno).
→ Conductores aislados en el interior de huecos de la construcción.
Estas canalizaciones están constituidas por cables colocados en el interior de
huecos de la construcción según UNE20460 -5-52. Los cables utilizados serán de
tensión asignada no inferior a 450/750 V.
Los cables o tubos podrán instalarse directamente en los huecos de la construcción
con la condición de que sean no propagadores de la llama.
Los huecos en la construcción admisibles para estas canalizaciones podrán estar
dispuestos en muros, paredes, vigas, forjados o techos, adoptando la forma de
conductos continuos o bien estarán comprendidos entre dos superficies paralelas como
en el caso de falsos techos o muros con cámaras de aire. En el caso de conductos
continuos, éstos no podrán destinarse simultáneamente a otro fin (ventilación, etc.).
La sección de los huecos será, como mínimo, igual a cuatro veces la ocupada por
los cables o tubos, y su dimensión más pequeña no será inferior a dos veces el
diámetro exterior de mayor sección de éstos, con un mínimo de 20 milímetros.
Las paredes que separen un hueco que contenga canalizaciones eléctricas de los
locales inmediatos, tendrán suficiente solidez para proteger éstas contra acciones
previsibles.
Se evitarán, dentro de lo posible, las asperezas en el interior de los huecos y los
cambios de dirección de los mismos en un número elevado o de pequeño radio de
curvatura.
La canalización podrá ser reconocida y conservada sin que sea necesaria la
destrucción parcial de las paredes, techos, etc., o sus guarnecidos y decoraciones. Los
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Pliego de Condiciones Página 21
empalmes y derivaciones de los cables serán accesibles, disponiéndose para ellos las
cajas de derivación adecuadas.
Normalmente, como los cables solamente podrán fijarse en puntos bastante
alejados entre sí, puede considerarse que el esfuerzo resultante de un recorrido
vertical libre no superior a 3 metros quede dentro de los límites admisibles. Se tendrá
en cuenta al disponer de puntos de fijación que no debe quedar comprometida ésta,
cuando se suelten los bornes de conexión especialmente en recorridos verticales y se
trate de bornes que están en su parte superior.
Se evitará que puedan producirse infiltraciones, fugas o condensaciones de agua
que puedan penetrar en el interior del hueco, prestando especial atención a la
impermeabilidad de sus muros exteriores, así como a la proximidad de tuberías de
conducción de líquidos, penetración de agua al efectuar la limpieza de suelos,
posibilidad de acumulación de aquélla en partes bajas del hueco, etc.
Cuando no se tomen las medidas para evitar los riesgos anteriores, las
canalizaciones cumplirán las prescripciones establecidas para las instalaciones en
locales húmedos e incluso mojados que pudieran afectarles.
→ Conductores aislados bajo canales protectoras.
La canal protectora es un material de instalación constituido por un perfil de
paredes perforadas o no, destinado a alojar conductores o cables y cerrado por una
tapa desmontable.
Las características de protección deben mantenerse en todo el sistema. Para
garantizar éstas, la instalación debe realizarse siguiendo las instrucciones del
fabricante.
En las canales protectoras de grado IP4X o superior y clasificadas como "canales
con tapa de acceso que solo puede abrirse con herramientas" según la norma UNE-EN
50085 -1, se podrá:
a. Utilizar conductor aislado, de tensión asignada 450/750 V.
b. Colocar mecanismos tales como interruptores, tomas de corrientes, dispositivos
de mando y control, etc., en su interior, siempre que se fijen de acuerdo con
las instrucciones del fabricante.
c. Realizar empalmes de conductores en su interior y conexiones a los
mecanismos.
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Pliego de Condiciones Página 22
En las canales protectoras de grado de protección inferior a IP4X ó clasificadas
como "canales con tapa de acceso que puede abrirse sin herramientas", según la
norma UNE-EN 50085 -1 sólo podrá utilizarse conductor aislado bajo cubierta estanca,
de tensión asignada mínima 300/500 V.
En las canalizaciones para instalaciones superficiales ordinarias, las características
mínimas de las canales serán las indicadas en la siguiente tabla.
Característica Grado
Dimensión del lado mayor de la sección transversal ≤ 16 mm ≥ 16 mm
Resistencia al impacto Muy ligera Media
Temperatura mínima de instalación y servicio + 15 °C - 5 °C
Temperatura máxima de instalación y servicio + 60 °C + 60 °C
Propiedades eléctricas Aislante Continuidad
eléctrica/aislante
Resistencia a la penetración de objetos sólidos 4 no inferior a 2
Resistencia a la penetración de agua No declarada
Resistencia a la propagación de la llama No propaqador
Las canales protectoras para aplicaciones no ordinarias deberán tener unas
características mínimas de resistencia al impacto, de temperatura mínima y máxima
de instalación y servicio, de resistencia a la penetración de objetos sólidos y de
resistencia a la penetración de agua, adecuadas a las condiciones del emplazamiento
al que se destina; asimismo las canales serán no propagadoras de la llama. Dichas
características serán conformes a las normas de la serie UNE-EN 50085.
El trazado de las canalizaciones se hará siguiendo preferentemente líneas verticales
y horizontales o paralelas a las aristas de las paredes que limitan al local donde se
efectúa la instalación.
Las canales con conductividad eléctrica deben conectarse a la red de tierra, su
continuidad eléctrica quedará convenientemente asegurada.
No se podrán utilizar las canales como conductores de protección o de neutro,
salvo lo dispuesto en la Instrucción ITC-BT-18 para canalizaciones prefabricadas.
La tapa de las canales quedará siempre accesible.
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Pliego de Condiciones Página 23
→ Conductores aislados bajo molduras.
Estas canalizaciones están constituidas por cables alojados en ranuras bajo
molduras. Podrán utilizarse únicamente en locales o emplazamientos clasificados como
secos, temporalmente húmedos o polvorientos,
Los cables serán de tensión asignada no inferior a 450/750 V
Las molduras podrán ser reemplazadas por guarniciones de puertas, astrágalos o
rodapiés ranurados, siempre que cumplan las condiciones impuestas para las
primeras.
Las molduras cumplirán las siguientes condiciones:
− Las ranuras tendrán unas dimensiones tales que permitan instalar sin dificultad
por ellas a los conductores o cables. En principio, no se colocará más de un
conductor por ranura, admitiéndose, no obstante, colocar varios conductores
siempre que pertenezcan al mismo circuito y la ranura presente dimensiones
adecuadas para ello.
− La anchura de las ranuras destinadas a recibir cables rígidos de sección igual o
inferior a 6 mm2 serán, como mínimo, de 6 mm.
Para la instalación de las molduras se tendrá en cuenta:
− Las molduras no presentarán discontinuidad alguna en toda la longitud donde
contribuyen a la protección mecánica de los conductores. En los cambios de
dirección, los ángulos de las ranuras serán obtusos.
− Las canalizaciones podrán colocarse al nivel del techo o inmediatamente
encima de los rodapiés. En ausencia de éstos, la parte interior de la moldura
estará, como mínimo, a 10 cm por encima del suelo.
− En el caso de utilizarse rodapiés ranurados, el conductor aislado más bajo
estará, como mínimo, a 1,5 cm por encima del suelo.
− Cuando no puedan evitarse cruces de estas canalizaciones con las destinadas
a otro uso (agua, gas, etc.), se utilizará una moldura especialmente
concebida para estos cruces o preferentemente un tubo rígido empotrado que
sobresaldrá por una y otra parle del cruce. La separación entre dos
canalizaciones que se crucen será, como mínimo de 1 cm en el caso de
utilizar molduras especiales para el cruce y 3 cm, en el caso de utilizar tubos
rígidos empotrados.
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Pliego de Condiciones Página 24
− Las conexiones y derivaciones de los conductores se hará mediante
dispositivos de conexión con tornillo o sistemas equivalentes.
− Las molduras no estarán totalmente empotradas en la pared ni recubiertas
por papeles, tapicerías o cualquier otro material, debiendo quedar su cubierta
siempre al aire.
− Antes de colocar las molduras de madera sobre una pared, debe asegurarse
que la pared está suficientemente seca; en caso contrario, las molduras se
separarán de la pared por medio de un producto hidrófugo.
→ Conductores aislados en bandejas o soportes de bandejas.
Sólo se utilizarán conductores aislados con cubierta (incluidos cables armados o
con aislamiento mineral), unipolares o multipolares según norma UNE 20460 -5 -52.
→ Canalizaciones eléctricas prefabricadas.
Deberán tener un grado de protección adecuado a las características del local por
el que discurren.
Las canalizaciones prefabricadas para iluminación deberán ser conformes con las
especificaciones de las normas de la serie UNE-EN 60570.
Las características de las canalizaciones de uso general deberán ser conformes con
las especificaciones de la Norma UNE-EN 60439 -2.
→ Normas de instalación en presencia de otras canalizaciones no
eléctricas.
Varios circuitos pueden encontrarse en el mismo tubo o en el mismo
compartimento de canal si todos los conductores están aislados para la tensión
asignada más elevada.
Separación de circuitos: no deben instalarse circuitos de potencia y circuitos de
muy baja tensión de seguridad (MBTS ó MBTP) en las mismas canalizaciones, a menos
que cada cable esté aislado para la tensión más alta presente o se aplique una de las
disposiciones siguientes:
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Pliego de Condiciones Página 25
− que cada conductor de un cable de varios conductores esté aislado para la
tensión más alta presente en el cable;
− que los conductores estén aislados para su tensión e instalados en un
compartimento separado de un conducto o de una canal, si la separación
garantiza el nivel de aislamiento requerido para la tensión más elevada.
En caso de proximidad de canalizaciones eléctricas con otras no eléctricas, se
dispondrán de forma que entre las superficies exteriores de ambas se mantenga una
distancia mínima de 3 cm. En caso de proximidad con conductos de calefacción, de
aire caliente, vapor o humo, las canalizaciones eléctricas se establecerán de forma que
no puedan alcanzar una temperatura peligrosa y, por consiguiente, se mantendrán
separadas por una distancia conveniente o por medio de pantallas calorífugas.
Las canalizaciones eléctricas no se situarán por debajo de otras canalizaciones que
puedan dar lugar a condensaciones, tales como las destinadas a conducción de vapor,
de agua, de gas, etc., a menos que se tomen las disposiciones necesarias para
proteger las canalizaciones eléctricas contra los efectos de estas condensaciones.
→ Accesibilidad e identificación.
Las canalizaciones deberán estar dispuestas de forma que faciliten su maniobra,
inspección y acceso a sus conexiones. Estas posibilidades no deben ser limitadas por el
montaje de equipos en las envolventes o en los compartimentos.
Las canalizaciones eléctricas se establecerán de forma que mediante la conveniente
identificación de sus circuitos y elementos, se pueda proceder en todo momento a
reparaciones, transformaciones, etc.
Por otra parte, el conductor neutro o compensador, cuando exista, estará
claramente diferenciado de los demás conductores.
Las canalizaciones pueden considerarse suficientemente diferenciadas unas de
otras, bien por la naturaleza o por el tipo de los conductores que la componen, o bien
por sus dimensiones o por su trazado.
Cuando la identificación pueda resultar difícil, debe establecerse un plano de la
instalación que permita, en todo momento, esta identificación mediante etiquetas o
señales de aviso indelebles y legibles.
Los sistemas de instalación de las canalizaciones en función de los tipos de
conductores o cables deben estar de acuerdo con la tabla 1, siempre y cuando las
influencias externas estén de acuerdo con las prescripciones de las normas de
canalizaciones correspondientes.
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Pliego de Condiciones Página 26
Los sistemas de instalación de las canalizaciones, en función de la situación deben
estar de acuerdo con la tabla siguiente.
Sistemas de instalación
Conductores y cables Sin
fijación Fijación directa Tubos Canales y
molduras Conductos de sección no circular
Bandejas de escalera Bandejas soportes
Sobre aisladores
Con fiador
Conductores desnudos - - - - - - + - Conductores aislados - - + * + - + -
Multipolares + + + + + + 0 + Cables con
cubierta Unipolares 0 + + + + + 0 +
+: Admitido -: No admitido 0: No aplicable o no utilizado en la práctica *: Se admiten conductores aislados si la tapa sólo puede abrirse con un útil o con una acción manual importante y la canal es IP 4X o IP XXD
→ Conductores.
Los conductores utilizados se regirán por las especificaciones del proyecto, según
se indica en Memoria, Planos y Mediciones.
Los conductores y cables que se empleen en las instalaciones serán de cobre o
aluminio y serán siempre aislados, excepto cuando vayan montados sobre aisladores.
La sección de los conductores a utilizar se determinará de forma que la caída de
tensión entre el origen de la instalación interior y cualquier punto de utilización sea,
salvo lo prescrito en las Instrucciones particulares, menor del 3 % de la tensión
nominal para cualquier circuito interior de viviendas, y para otras instalaciones
interiores o receptoras, del 3 % para alumbrado y del 5 % para los demás usos. Esta
caída de tensión se calculará considerando alimentados todos los aparatos de
utilización susceptibles de funcionar simultáneamente. El valor de la caída de tensión
podrá compensarse entre la de la instalación interior y la de las derivaciones
individuales, de forma que la caída de tensión total sea inferior a la suma de los
valores límites especificados para ambas, según el tipo de esquema utilizado.
Para instalaciones industriales que se alimenten directamente en alta tensión
mediante un transformador de distribución propio, se considerará que la instalación
interior de baja tensión tiene su origen en la salida del transformador. En este caso las
caídas de tensión máximas admisibles serán del 4,5 % para alumbrado y del 6,5 %
para los demás usos.
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Pliego de Condiciones Página 27
El número de aparatos susceptibles de funcionar simultáneamente, se determinará
en cada caso particular, de acuerdo con las indicaciones incluidas en las instrucciones
del presente reglamento y en su defecto con las indicaciones facilitadas por el usuario
considerando una utilización racional de los aparatos.
En instalaciones interiores, para tener en cuenta las corrientes armónicas debidas
cargas no lineales y posibles desequilibrios, salvo justificación por cálculo, la sección
del conductor neutro será como mínimo igual a la de las fases.
Los conductores de la instalación deben ser fácilmente identificables,
especialmente por lo que respecta al conductor neutro y al conductor de protección.
Esta identificación se realizará por los colores que presenten sus aislamientos. Cuando
exista conductor neutro en la instalación o se prevea para un conductor de fase su
pase posterior a conductor neutro, se identificarán éstos por el color azul claro. Al
conductor de protección se la identificará por el color verde-amarillo. Todos los
conductores de fase, o en su caso, aquellos para los que no se prevea su pase
posterior a neutro, se identificarán por los colores marrón o negro. Cuando se
considere necesario identificar tres fases diferentes, se utilizará también el color gris.
Se aplicará lo indicado en la Norma UNE 20460 -5-54 en su apartado 543. Como
ejemplo, para los conductores de protección que estén constituidos por el mismo metal
que los conductores de fase o polares, tendrán una sección mínima igual a la fijada en
la tabla siguiente, en función de la sección de los conductores de fase o polares de la
instalación; en caso de que sean de distinto material, la sección se determinará de
forma que presente una conductividad equivalente a la que resulta de aplicar la tabla
siguiente.
Secciones de los conductores de fase o polares de la instalación (mm2)
Secciones mínimas de los conductores de protección (mm2)
S ≤ 16 S (*)
16< S ≤ 35 16
S > 35 S/2 (*) Con un mínimo de: 2,5 mm2 si los conductores de protección no forman parte de la Canalización de alimentación y tienen una protección mecánica 4 mm2 Si los conductores de protección no forman parte de la canalización de alimentación y no tienen una protección mecánica
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Pliego de Condiciones Página 28
Para otras condiciones se aplicará la norma UNE 20460 -5-54, apartado 543. En la
instalación de los conductores de protección se tendrá en cuenta:
− Si se aplican diferentes sistemas de protección en instalaciones próximas, se
empleará para cada uno de los sistemas un conductor de protección distinto.
Los sistemas a utilizar estarán de acuerdo con los indicados en la norma 20460
-3 En los pasos a través de paredes o techos estarán protegidos por un tubo de
adecuada resistencia mecánica, según ITC-BT-21 para canalizaciones
empotradas.
− No se utilizará un conductor de protección común para instalaciones de
tensiones nominales diferentes.
− SI los conductores activos van en el interior de una envolvente común, se
recomienda incluir también dentro de ella el conductor de protección, en cuyo
caso presentará el mismo aislamiento que los otros conductores. Cuando el
conductor de protección se instale fuera de esta canalización seguirá el curso de
la misma.
− En una canalización móvil todos los conductores incluyendo el conductor de
protección, irán por la misma canalización
− En el caso de canalizaciones que incluyan conductores con aislamiento minera],
la cubierta exterior de estos conductores podrá utilizarse como conductor de
protección de los circuitos correspondientes, siempre que su continuidad quede
perfectamente asegurada y su conductividad sea como mínimo igual a la que
resulte de la aplicación de la Norma UNE 20460 -5-54, apartado 543.
− Cuando las canalizaciones estén constituidas por conductores aislados
colocados bajo tubos de material ferromagnético, o por cables que contienen
una armadura metálica, los conductores de protección se colocarán en los
mismos tubos o formarán parte de los mismos cables que los conductores
activos.
− Los conductores de protección estarán convenientemente protegidos contra el
deterioro mecánicos y químicos, especialmente en los pasos a través de los
elementos de la construcción,
− Las conexiones en estos conductores se realizarán por medio de uniones
soldadas sin empleo de ácido o por piezas de conexión de apriete por rosca,
debiendo ser accesibles para verificación y ensayo. Estas piezas serán de
material inoxidable y los tornillos de apriete, si se usan, estarán previstos para
evitar su desapriete. Se considera que los dispositivos que cumplan con la
norma UNE-EN 60998 -2-1 cumplen con esta prescripción.
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Pliego de Condiciones Página 29
− Se tomarán las precauciones necesarias para evitar el deterioro causado por
efectos electroquímicos cuando las conexiones sean entre metales diferentes
(por ejemplo cobre-aluminio).
Los conductores de los cables utilizados en las líneas subterráneas serán de cobre o
de aluminio y estarán aislados con mezclas apropiadas de compuestos poliméricos.
Estarán además debidamente protegidos contra la corrosión que pueda provocar el
terreno donde se instalen y tendrán la resistencia mecánica suficiente para soportar
los esfuerzos a que puedan estar sometidos.
Los cables podrán ser de uno o más conductores y de tensión asignada no inferior
a 0,6/1 kV, y deberán cumplir los requisitos especificados en la parte correspondiente.
de la Norma UNE-HD 603. La sección de estos conductores será la adecuada a las
intensidades y caídas de tensión previstas y, en todo caso, esta sección no será
inferior a 6 mm2 para conductores de cobre y a 16 mm2 para los de aluminio.
Dependiendo del número de conductores con que se haga la distribución, la sección
mínima del conductor neutro será:
a. Con dos o tres conductores: Igual a la de los conductores de fase.
b. Con cuatro conductores, la sección del neutro será como mínimo la de la tabla
siguiente.
Conductores fase (mm2)
Sección neutro (mm2)
Conductores fase (mm2)
Sección neutro (mm2)
6 (Cu) 6 95 50
10 (Cu) 10 120 70
16 (Cu) 10 150 70
16 (Al) 16 185 95
25 16 240 120
35 16 300 150
50 25 400 185
70 35 70 35
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Pliego de Condiciones Página 30
Resistencia de aislamiento y rigidez dieléctrica
Las instalaciones deberán presentar una resistencia de aislamiento al menos igual
a los valores indicados en la tabla siguiente.
Tensión nominal de la instalación
Tensión de ensayo en corriente continua (v)
Resistencia de aislamiento (MΩ)
Muy Baja Tensión de Seguridad (MBTS)
Muy Baja Tensión de protección (MBTP)
250 ≥ 0,25
Inferior o igual a 500 V, excepto caso anterior 500 ≥ 0,5
Superior a 500 V 1000 ≥ 1,0 Nota: Para instalaciones a MBTS v MBTP, véase la ITC-BT-36
Este aislamiento se entiende para una instalación en la cual la longitud M conjunto
de canalizaciones y cualquiera que sea el número de conductores que las componen no
exceda de 100 metros. Cuando esta longitud exceda M valor anteriormente citado y
pueda fraccionarse la instalación en partes de aproximadamente 100 metros de
longitud, bien por seccionamiento, desconexión, retirada de fusibles o apertura de
interruptores, cada una de las partes en que la instalación ha sido fraccionada debe
presentar la resistencia de aislamiento que corresponda.
Cuando no sea posible efectuar el fraccionamiento citado, se admite que el valor de
la resistencia de aislamiento de toda la instalación sea, con relación al mínimo que le
corresponda, inversamente proporcional a la longitud total, en hectómetros, de las
canalizaciones.
El aislamiento se medirá con relación a tierra y entre conductores, mediante un
generador de corriente continua capaz de suministrar las tensiones de ensayo
especificadas en la tabla anterior con una corriente de 1 mA para una carga igual a la
mínima resistencia de aislamiento especificada para cada tensión.
Durante la medida, los conductores, incluido el conductor neutro o compensador,
estarán aislados de tierra, así como de la fuente de alimentación de energía a la cual
están unidos habitualmente. Si las masas de los aparatos receptores están unidas al
conductor neutro, se suprimirán estas conexiones durante la medida, restableciéndose
una vez terminada ésta.
Cuando la instalación tenga circuitos con dispositivos electrónicos, en dichos
circuitos los conductores de fases y el neutro estarán unidos entre sí durante las
medidas.
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Pliego de Condiciones Página 31
La medida de aislamiento con relación a tierra, se efectuará uniendo a ésta el polo
positivo del generador y dejando, en principio, todos los receptores conectados y sus
mandos en posición "paro", asegurándose que no existe falta de continuidad eléctrica
en la parte de la instalación que se verifica; los dispositivos de interrupción se pondrán
en posición de "cerrado" y los cortacircuitos instalados como en servicio normal. Todos
los conductores se conectarán entre sí incluyendo el conductor neutro o compensador,
en el origen de la instalación que se verifica y a este punto se conectará el polo
negativo del generador.
Cuando la resistencia de aislamiento obtenida resultara inferior al valor mínimo que
le corresponda, se admitirá que la instalación es, no obstante correcta, si se cumplen
las siguientes condiciones:
− Cada aparato receptor presenta una resistencia de aislamiento por lo menos
igual al valor señalado por la Norma UNE que le concierna o en su defecto 0,5
MΩ.
− Desconectados los aparatos receptores, la instalación presenta la resistencia de
aislamiento que le corresponda.
La medida de la resistencia de aislamiento entre conductores polares, se efectúa
después de haber desconectado todos los receptores, quedando los interruptores y
cortacircuitos en la misma posición que la señalada anteriormente para la medida del
aislamiento con relación a tierra. La medida de la resistencia de aislamiento se
efectuará sucesivamente entre los conductores tomados dos a dos, comprendiendo el
conductor neutro o compensador.
Por lo que respecta a la rigidez dieléctrica de una instalación, ha de ser tal, que
desconectados los aparatos de utilización (receptores), resista durante 1 minuto una
prueba de tensión de 2U + 1000 voltios a frecuencia industrial, siendo U la tensión
máxima de servicio expresada en voltios y con un mínimo de 1.500 voltios. Este
ensayo se realizará para cada uno de los conductores incluido el neutro o
compensador, con relación a tierra y entre conductores, salvo para aquellos materiales
en los que se justifique que haya sido realizado dicho ensayo previamente por el
fabricante.
Durante este ensayo los dispositivos de interrupción se pondrán en la posición de
"cerrado" y los cortacircuitos instalados como en servicio normal. Este ensayo no se
realizará en instalaciones correspondientes a locales que presenten riesgo de incendio
o explosión.
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Pliego de Condiciones Página 32
Las corrientes de fuga no serán superiores para el conjunto de la instalación o para
cada uno de los circuitos en que ésta pueda dividirse a efectos de su protección, a la
sensibilidad que presenten los interruptores diferenciales instalados como protección
contra los contactos indirectos.
→ Puestas a tierra.
Las puestas a tierra se establecen principalmente con objeto de limitar la tensión
que, con respecto a tierra, puedan presentar en un momento dado las masas
metálicas, asegurar la actuación de las protecciones y eliminar o disminuir el riesgo
que supone una avería en los materiales eléctricos utilizados.
La puesta o conexión a tierra es la unión eléctrica directa, sin fusibles ni protección
alguna, de una parte del circuito eléctrico o de una parte conductora no perteneciente
al mismo mediante una toma de tierra con un electrodo o grupos de electrodos
enterrados en el suelo.
Mediante la instalación de puesta a tierra se deberá conseguir que en el conjunto
de instalaciones, edificios y superficie próxima del terreno no aparezcan diferencias de
potencial peligrosas y que, al mismo tiempo, permita el paso a tierra de las corrientes
de defecto o las de descarga de origen atmosférico.
La elección e instalación de los materiales que aseguren la puesta a tierra deben
ser tales que:
− El valor de la resistencia de puesta a tierra esté conforme con las normas de
protección y de funcionamiento de la instalación y se mantenga de esta manera
a lo largo del tiempo, teniendo en cuenta los requisitos generales indicados en
la ITC-BT-24 y los requisitos particulares de las Instrucciones Técnicas
aplicables a cada instalación.
− Las corrientes de defecto a tierra y las corrientes de fuga puedan circular sin
peligro, particularmente desde el punto de vista de solicitaciones térmicas,
mecánicas y eléctricas.
− La solidez o la protección mecánica quede asegurada con independencia de las
condiciones estimadas de influencias externas.
− Contemplen los posibles riesgos debidos a electrólisis que pudieran afectar a
otras partes metálicas.
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Pliego de Condiciones Página 33
Tomas de tierra
Para la toma de tierra se pueden utilizar electrodos formados por:
− barras, tubos;
− pletinas, conductores desnudos;
− placas;
− anillos o mallas metálicas constituidos por los elementos anteriores o sus
combinaciones;
− armaduras de hormigón enterradas, con excepción de las armaduras
pretensadas;
− otras estructuras enterradas que se demuestre que son apropiadas.
Los conductores de cobre utilizados corno electrodos serán de construcción y
resistencia eléctrica según la clase 2 de la normal UNE 21022.
El tipo y la profundidad de enterramiento de las tomas de tierra deben ser tales
que la posible pérdida de humedad del suelo, la presencia del hielo u otros efectos
climáticos, no aumenten la resistencia de la toma de tierra por encima del valor
previsto. La profundidad nunca será inferior a 0,50 m.
Los materiales utilizados y la realización de las tomas de tierra deben ser tales que
no se vea afectada la resistencia mecánica y eléctrica por efecto de la corrosión de
forma que comprometa las características del diseño de la instalación
Las canalizaciones metálicas de otros servicios (agua, líquidos o gases inflamables,
calefacción central, etc.) no deben ser utilizadas como tomas de tierra por razones de
seguridad.
Las envolventes de plomo y otras envolventes de cables que no sean
susceptibles de deterioro debido a una corrosión excesiva, pueden ser utilizadas
como toma de tierra, previa autorización del propietario, tomando las precauciones
debidas para que el usuario de la instalación eléctrica sea advertido de los cambios
del cable que podría afectar a sus características de puesta a tierra.
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Pliego de Condiciones Página 34
Conductores de tierra
La sección no será inferior a la mínima exigida para los conductores de protección,
indicadas a continuación.
TIPO Protegido mecánicamente No protegido mecánicamente Protegido contra la
corrosión(*) Igual a conductores 16 mm2 Cobre 16 mm2 Acero Galvanizado
No protegido contra la corrosión
25 mm2 Cobre 50 mm2 Hierro
(*) La protección contra la corrosión puede obtenerse mediante una envolvente
Bornes de puesta a tierra
En toda instalación de puesta a tierra debe preverse un borne principal de tierra, al
cual deben unirse los conductores siguientes:
− Los conductores de tierra
− Los conductores de protección.
− Los conductores de unión equipotencial principal.
− Los conductores de puesta a tierra funcional, si son necesarios.
Debe preverse sobre los conductores de tierra y en lugar accesible, un dispositivo
que permita medir la resistencia de la toma de tierra correspondiente. Este dispositivo
puede estar combinado con el borne principal de tierra, debe ser desmontable
necesariamente por medio de un útil, tiene que ser mecánicamente seguro y debe
asegurar la continuidad eléctrica.
Conductores de protección
Los conductores de protección sirven para unir eléctricamente las masas de una
instalación a ciertos elementos con el fin de asegurar la protección contra contactos
indirectos
En el circuito de conexión a tierra, los conductores de protección unirán las masas
al conductor de tierra.
En otros casos reciben igualmente el nombre de conductores de protección,
aquellos conductores que unen las masas:
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Pliego de Condiciones Página 35
− al neutro de la red,
− a un relé de protección
La sección de los conductores de protección será la indicada en la tabla siguiente.
Sección de los conductores de fase de la instalación S (mm2)
Sección mínima de los conductores de protección Sp (mm2)
S ≤ 16 Sp = S
16 < S ≤ 35 Sp = 16
S > 35 Sp = S/2
Si la aplicación de la tabla conduce a valores no normalizados, se han de utilizar
conductores que tengan la sección normalizada superior más próxima.
Los valores de la tabla sólo son válidos en el caso de que los conductores de
protección hayan sido fabricados del mismo material que los conductores activos; de
no ser así, las secciones de los conductores de protección se determinarán de forma
que presenten una conductividad equivalente a la que resulta aplicando la tabla
anterior.
En todos los casos los conductores de protección que no forman parte de la
canalización de alimentación serán de cobre con una sección, al menos de:
− 2,5 mm2, si los conductores de protección disponen de una protección
mecánica.
− 4 mm2, si los conductores de protección no disponen de una protección
mecánica.
Cuando el conductor de protección sea común a varios circuitos, la sección de ese
conductor debe dimensionarse en función de la mayor sección de los conductores de
fase.
Como conductores de protección pueden utilizarse:
− conductores en los cables multiconductores,
− conductores aislados o desnudos que posean una envolvente común con los
conductores activos,
− conductores separados desnudos o aislados.
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Pliego de Condiciones Página 36
CAJAS DE EMPALME Y DERIVACION.
Las conexiones entre conductores se realizarán en el interior de cajas de material
aislante o aislante e incombustible, según el caso, con tapa del mismo material
ajustable a presión, rosca o tornillos.
Dispondrán de huellas de ruptura para el paso de tubos.
Las entradas de los tubos en las cajas de locales húmedos, mojados y garajes,
serán estancas, para lo cual se emplearán materiales adecuados. Las cajas serán
también estancas. Sus dimensiones serán tales que permitan alojar holgadamente
todos los conductores que deba contener, teniendo en cuenta que éstos no deben
llegar a ocupar el 50% del volumen de la misma. El material para el empalme entre
conductores estará constituido por fichas de conexión de apriete por tornillo.
En ningún caso, se permitirá la unión de conductores, como empalmes o
derivaciones, por simple retorcimiento o arrollamiento entre sí de los conductores.
DISPOSITIVOS DE MANDO Y PROTECCION.
Las curvas de disparo de los interruptores automáticos magnetotérmicos en caja
moldeada a la protección de los circuitos de alumbrado y tomas de corriente de otros
usos serán de tipo B y las de los destinados a maquinaria de tipo C. Llevarán inscrita la
marca, tensión nominal, intensidad, poder de corte y el símbolo que indique las
características de desconexión.
CONMUTADORES E INTERRUPTORES.
El atmósfera normal, serán de corte unipolar, constituídos por base aislante, con
bornes para conexión de conductores y mecanismos de interrupción, soporte metálico,
con dispositivo de fijación a la caja, mando accionable manualmente y placa de cierre
aislante. Estará indicada la marca, tensión nominal e intensidad nominal.
En local mojado, tendrán las mismas características citadas y además, estarán
protegidos contra proyecciones de agua. Su conexión con tubos será estanca. En local
con riesgo de incendio o explosión tendrán certificado como material antideflagante
según UNE, CEE. En el caso de accionamineto de termos eléctricos o infrarrojos, serán
de accionamiento bipolar.
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Pliego de Condiciones Página 37
BASES DE ENCHUFE.
En atmósfera normal estarán constituidas por base aislante, con bornes para
conexión de conductores de fase, neutro y protección, 2 alvéolos para enchufe de
clavija y 2 pastillas laterales para contacto del conductor de protección, si es el caso.
Serán normalizadas.
Se emplearán bases de 16 A/250 V, tipo SCHUKO. Para las conexiones de fuerza,
se emplearán bases de 25 A/250 V, con contacto de puesta a tierra y tipología
normalizada.
En locales mojados, estarán protegidas contra proyecciones de agua y su
instalación y conexionado a tubos será totalmente estanca, la menos IP-55. En local
con riesgo de incendio o explosión, estarán certificadas como material antideflagante.
La ubicación será conforme a las normas vigentes.
RECEPTORES DE ALUMBRADO.
Deberán resistir la corriente par ala potencia a la que se destine.
Los instalados en locales mojados, deberán estar protegidos contra proyección de
agua. Los instalados en locales con riesgo de incendio o explosión tendrá certificado
antideflagante.
Los receptores del circuito de emergencia y señalización, serán autónomos,
automáticos, utilizando suministro exterior para proceder a su carga, autonomía
mínima de 1 hora.
CIRCUITO DE PROTECCION.
Se realizará con conductor de cobre, conectado con piezas del mismo material,
para ese uso específico, con dispositivos que eviten el desapriete cuando sean
atornillados.
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Pliego de Condiciones Página 38
→ Normas de ejecución.
Las cajas generales de protección se instalarán preferentemente sobre las fachadas
exteriores de los edificios, en lugares de libre y permanente acceso. Su situación se
fijará de común acuerdo entre la propiedad y la empresa suministradora.
La centralización de contadores se efectuarán en módulos prefabricados, según
norma IEB-37 y de acuerdo con el vigente REBT. Cada contador llevará a la entrada
fusibles calibrados, y a la salida limitadores de potencia, desde los que partirán las
derivaciones individuales en tubos protectores.
Las concentraciones de contadores estarán concebidas para albergar los aparatos
de medida, mando, control (ajeno al ICP) y protección de todas y cada una de las
derivaciones individuales que se alimentan desde la propia concentración. Las
concentraciones permitirán la instalación de los elementos necesarios para la
aplicación de las disposiciones tarifarias vigentes y permitirán la incorporación de los
avances tecnológicos del momento.
La colocación de la concentración de contadores, se realizará de tal forma que
desde la parte interior de la misma al suelo haya como mínimo una altura de 0,25 m y
el cuadrante de lectura del aparato de medida situado más alto, no supere el 1,80 m.
Los tubos y canales protectoras tendrán una sección nominal que permita ampliar
la sección de los conductores inicialmente instalados en un 100%. En las mencionadas
condiciones de instalación, los diámetros exteriores nominales mínimos de los tubos en
derivaciones individuales serán de 32 mm. Cuando por coincidencia del trazado, se
produzca una agrupación de dos o más derivaciones individuales, éstas podrán ser
tendidas simultáneamente en el interior de un canal protector mediante cable con
cubierta, asegurándose así la separación necesaria entre derivaciones individuales.
Una vez instalados deberán permitir la introducción y retirada de los conductores.
Las derivaciones de conductores se harán siempre en el interior de cajas de
empalme o derivación. La conexión entre conductores se hará mediante bornes de
conexión, no permitiéndose más de tres conductores en por cada borne.
La conexión de los interruptores unipolares se hará siempre sobre el conductor de
fase.
No se utilizará el mismo conductor neutro para varios circuitos.
Todo conductor debe poder seccionarse en cualquier punto de instalación en que
derive, debiéndose proteger cualquier disminución de sección por interruptor
automático o cortacircuitos fusible que se instalarán siempre sobre el conductor de
fase.
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Pliego de Condiciones Página 39
Las instalaciones eléctricas deberán presentar una resistencia de aislamiento por lo
menos igual de 1000*U Ohmios, siendo U la tensión máxima de servicio en voltios,
con un mínimo de 500000 Ohmios.
Las empresas suministradoras podrán proponer especificaciones sobre la
construcción y montaje de acometidas, líneas generales de alimentación, instalaciones
de contadores y derivaciones individuales, señalando en ellas las condiciones técnicas
de carácter concreto que sean precisas para conseguir mayor homogeneidad en las
redes de distribución y las instalaciones de los abonados.
Dichas especificaciones deberán ajustarse, en cualquier caso, a los preceptos del
Reglamento; y deberán ser aprobadas por los órganos competentes de las
Comunidades Autónomas, en caso de que se limiten a su ámbito territorial, o por
centro directivo competente en materia de seguridad industrial del Ministerio de
Ciencia y Tecnología, en caso de aplicarse en más de una Comunidad Autónoma,
pudiéndose exigir para ello el dictamen de una entidad competente en la materia. Las
normas particulares así aprobadas deberán publicarse en el correspondiente Boletín
Oficial.
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Pliego de Condiciones Página 40
3.3. CONDICIONES TECNICAS DE LA INSTALACION FOTOVOLTAICA.
Índice 1 Objeto 2 Generalidades 3 Definiciones 3.1 Radiación solar 3.2 Instalación 3.3 Módulos 3.4 Integración arquitectónica 4 Diseño 4.1 Diseño del generador fotovoltaico 4.2 Diseño del sistema de monitorización 4.3 Integración arquitectónica 5 Componentes y materiales 5.1 Generalidades 5.2 Sistemas generadores fotovoltaicos 5.3 Estructura soporte 5.4 Inversores 5.5 Cableado 5.6 Conexión a red 5.8 Protecciones 5.9 Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas 5.10 Armónicos y compatibilidad electromagnética 6 Recepción y pruebas 7 Cálculo de la producción anual esperada 8 Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento 8.1 Generalidades 8.2 Programa de mantenimiento 8.3 Garantías Anexo I: Medida de la potencia instalada Anexo II: Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación del generador Anexo III: Cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombras
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Pliego de Condiciones Página 41
1 Objeto
1.1 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.
1.2 Se valorará la calidad final de la instalación en cuanto a su rendimiento,
producción e integración.
1.3 El ámbito de aplicación de este Pliego de Condiciones Técnicas (en lo que
sigue, PCT) se extiende a todos los sistemas mecánicos, eléctricos y electrónicos que
forman parte de las instalaciones.
1.4 En determinados supuestos, para los proyectos se podrán adoptar, por la
propia naturaleza de los mismos o del desarrollo tecnológico, soluciones diferentes a
las exigidas en este PCT, siempre que quede suficientemente justificada su necesidad
y que no impliquen una disminución de las exigencias mínimas de calidad especificadas
en el mismo.
1.5 Este Pliego de Condiciones Técnicas se encuentra asociado a las líneas de
ayudas para la promoción de instalaciones de energía solar fotovoltaica en el ámbito
del Plan de Fomento de Energías Renovables. Determinados apartados hacen
referencia a su inclusión en la Memoria a presentar con la solicitud de la ayuda, o en la
Memoria de Diseño o Proyecto a presentar previamente a la verificación técnica.
2 Generalidades
2.1 Este Pliego es de aplicación en su integridad a todas las instalaciones solares
fotovoltaicas destinadas a la producción de electricidad para ser vendida en su
totalidad a la red de distribución. Quedan excluidas expresamente las instalaciones
aisladas de la red.
2.2 Podrán optar a esta convocatoria otras aplicaciones especiales, siempre y
cuando se aseguren unos requisitos de calidad, seguridad y durabilidad equivalentes.
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Pliego de Condiciones Página 42
Tanto en la Memoria de Solicitud como en la Memoria de Diseño o Proyecto se
incluirán las características de estas aplicaciones, reservándose el IDAE su aceptación.
2.3 En todo caso es de aplicación toda la normativa que afecte a instalaciones
solares fotovoltaicas:
2.3.1 Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
2.3.2 Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía
eléctrica por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración.
2.3.3 Decreto 2413/1973, de 20 de septiembre, por el que se aprueba el
Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.
2.3.4 Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de
instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión.
2.3.5 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.
2.3.6 Real Decreto 3490/2000, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa
eléctrica para el 2001.
2.3.7 Resolución de 31 de mayo de 2001 por la que se establecen modelo de
contrato tipo y modelo de factura para las instalaciones solares fotovoltaicas
conectadas a la red de baja tensión.
2.3.8 Para el caso de integración en edificios se tendrá en cuenta las Normas
Básicas de la Edificación (NBE).
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3 Definiciones
3.1 Radiación solar
3.1.1 Radiación solar
Energía procedente del Sol en forma de ondas electromagnéticas.
3.1.2 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 kW/m2.
3.1.3 Irradiación
Energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo largo de un
cierto período de tiempo. Se mide en kWh/m2.
3.2 Instalación
3.2.1 Instalaciones fotovoltaicas
Aquellas que disponen de módulos fotovoltaicos para la conversión directa de la
radiación solar en energía eléctrica sin ningún paso intermedio.
3.2.2 Instalaciones fotovoltaicas interconectadas
Aquellas que normalmente trabajan en paralelo con la empresa distribuidora.
3.2.3 Línea y punto de conexión y medida
La línea de conexión es la línea eléctrica mediante la cual se conectan las
instalaciones fotovoltaicas con un punto de red de la empresa distribuidora o con la
acometida del usuario, denominado punto de conexión y medida.
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Pliego de Condiciones Página 44
3.2.4 Interruptor automático de la interconexión
Dispositivo de corte automático sobre el cual actúan las protecciones de
interconexión.
3.2.5 Interruptor general
Dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar la instalación fotovoltaica
de la red de la empresa distribuidora.
3.2.6 Generador fotovoltaico
Asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas.
3.2.7 Rama fotovoltaica
Subconjunto de módulos interconectados en serie o en asociaciones serie-paralelo,
con voltaje igual a la tensión nominal del generador.
3.2.8 Inversor
Convertidor de tensión y corriente continua en tensión y corriente alterna.
3.2.9 Potencia nominal del generador
Suma de las potencias máximas de los módulos fotovoltaicos.
3.2.10 Potencia de la instalación fotovoltaica o potencia nominal
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.
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Pliego de Condiciones Página 45
3.3 Módulos
3.3.1 Célula solar o fotovoltaica
Dispositivo que transforma la radiación solar en energía eléctrica.
3.3.2 Célula de tecnología equivalente (CTE)
Célula solar encapsulada de forma independiente, cuya tecnología de fabricación y
encapsulado es idéntica a la de los módulos fotovoltaicos que forman la instalación.
3.3.3 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.
3.3.4 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
del modo siguiente:
– Irradiancia solar: 1000 W/m2
– Distribución espectral: AM 1,5 G
– Temperatura de célula: 25 °C
3.3.5 Potencia pico
Potencia máxima del panel fotovoltaico en CEM.
3.3.6 TONC
Temperatura de operación nominal de la célula, definida como la temperatura que
alcanzan las células solares cuando se somete al módulo a una irradiancia de 800
W/m2 con distribución espectral AM 1,5 G, la temperatura ambiente es de 20 °C y la
velocidad del viento, de 1 m/s.
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Pliego de Condiciones Página 46
3.4 Integración arquitectónica
Según los casos, se aplicarán las denominaciones siguientes:
3.4.1 Integración arquitectónica de módulos fotovoltaicos
Cuando los módulos fotovoltaicos cumplen una doble función, energética y
arquitectónica (revestimiento, cerramiento o sombreado) y, además, sustituyen a
elementos constructivos convencionales.
3.4.2 Revestimiento
Cuando los módulos fotovoltaicos constituyen parte de la envolvente de una
construcción arquitectónica.
3.4.3 Cerramiento
Cuando los módulos constituyen el tejado o la fachada de la construcción
arquitectónica, debiendo garantizar la debida estanquidad y aislamiento térmico.
3.4.4 Elementos de sombreado
Cuando los módulos fotovoltaicos protegen a la construcción arquitectónica de la
sobrecarga térmica causada por los rayos solares, proporcionando sombras en el
tejado o en la fachada del mismo.
3.4.5 La colocación de módulos fotovoltaicos paralelos a la envolvente del edificio
sin la doble funcionalidad definida en 3.4.1, se denominará superposición y no se
considerará integración arquitectónica. No se aceptarán, dentro del concepto de
superposición, módulos horizontales.
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Pliego de Condiciones Página 47
4 Diseño
4.1 Diseño del generador fotovoltaico
4.1.1 Generalidades
4.1.1.1 El módulo fotovoltaico seleccionado cumplirá las especificaciones del
apartado 5.2.
4.1.1.2 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.
4.1.1.3 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 cualquier caso, todo producto que no cumpla alguna
de las especificaciones anteriores deberá contar con la aprobación expresa del IDAE.
En todos los casos han de cumplirse las normas vigentes de obligado cumplimiento.
4.1.2 Orientación e inclinación y sombras
4.1.2.1 La orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las posibles
sombras sobre el mismo serán tales que las pérdidas sean inferiores a los límites de la
tabla I. Se considerarán tres casos: general, superposición de módulos e integración
arquitectónica, según se define en el apartado 3.4. En todos los casos se han de
cumplir tres condiciones: pérdidas por orientación e inclinación, pérdidas por
sombreado y pérdidas totales inferiores a los límites estipulados respecto a los valores
óptimos.
4.1.2.2 Cuando, por razones justificadas, y en casos especiales en los que no se
puedan instalar de acuerdo con el apartado 4.1.2.1, se evaluará la reducción en las
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Pliego de Condiciones Página 48
prestaciones energéticas de la instalación, incluyéndose en la Memoria de Solicitud y
reservándose el IDAE su aprobación.
4.1.2.3 En todos los casos deberán evaluarse las pérdidas por orientación e
inclinación del generador y sombras. En los anexos II y III se proponen métodos para
el cálculo de estas pérdidas, y podrán ser utilizados por el IDAE para su verificación.
4.1.2.4 Cuando existan varias filas de módulos, el cálculo de la distancia mínima
entre ellas se realizará de acuerdo al anexo III.
4.2 Diseño del sistema de monitorización
4.2.1 El sistema de monitorización, cuando se instale de acuerdo a la convocatoria,
proporcionará medidas, como mínimo, de las siguientes variables:
– Voltaje y corriente CC a la entrada del inversor.
– Voltaje de fase/s en la red, potencia total de salida del inversor.
– Radiación solar en el plano de los módulos, medida con un módulo o una célula
de tecnología equivalente.
– Temperatura ambiente en la sombra.
– Potencia reactiva de salida del inversor para instalaciones mayores de 5 kWp.
– Temperatura de los módulos en integración arquitectónica y, siempre que sea
posible, en potencias mayores de 5 kW.
4.2.2 Los datos se presentarán en forma de medias horarias. Los tiempos de
adquisición, la precisión de las medidas y el formato de presentación se hará conforme
al documento del JRC-Ispra “Guidelines for the Assessment of Photovoltaic Plants -
Document A”, Report EUR16338 EN.
4.2.3 El sistema de monitorización sera fácilmente accesible para el usuario.
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Pliego de Condiciones Página 49
4.3 Integración arquitectónica
4.3.1 En el caso de pretender realizar una instalación integrada desde el punto de
vista arquitectónico según lo estipulado en el punto 3.4, la Memoria de Solicitud y la
Memoria de Diseño o Proyecto especificarán las condiciones de la construcción y de la
instalación, y la descripción y justificación de las soluciones elegidas.
4.3.2 Las condiciones de la construcción se refieren al estudio de características
urbanísticas, implicaciones en el diseño, actuaciones sobre la construcción, necesidad
de realizar obras de reforma o ampliación, verificaciones estructurales, etc. que, desde
el punto de vista del profesional competente en la edificación, requerirían su
intervención.
4.3.3 Las condiciones de la instalación se refieren al impacto visual, la modificación
de las condiciones de funcionamiento del edificio, la necesidad de habilitar nuevos
espacios o ampliar el volumen construido, efectos sobre la estructura, etc.
4.3.4 En cualquier caso, el IDAE podrá requerir un informe de integración
arquitectónica con las medidas correctoras a adoptar. La propiedad del edificio, por sí
o por delegación, informará y certificará sobre el cumplimiento de las condiciones
requeridas.
4.3.5 Cuando sea necesario, a criterio de IDAE, a la Memoria de Diseño o Proyecto
se adjuntará el informe de integración arquitectónica donde se especifiquen las
características urbanísticas y arquitectónicas del mismo, los condicionantes
considerados para la incorporación de la instalación y las medidas correctoras incluidas
en el proyecto de la instalación.
5 Componentes y materiales
5.1 Generalidades
5.1.1 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.
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Pliego de Condiciones Página 50
5.1.2 La instalación incorporará todos los elementos y características necesarios
para garantizar en todo momento la calidad del suministro eléctrico.
5.1.3 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.
5.1.4 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.
5.1.5 Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentes
ambientales, en particular contra el efecto de la radiación solar y la humedad.
5.1.6 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.
5.1.7 En la Memoria de Diseño o Proyecto se resaltarán los cambios que hubieran
podido producirse respecto a la Memoria de Solicitud, y el motivo de los mismos.
Además, se incluirán las fotocopias de las especificaciones técnicas proporcionadas por
el fabricante de todos los componentes.
5.1.8 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.
5.2 Sistemas generadores fotovoltaicos
5.2.1 Todos los módulos deberán satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215
para módulos de silicio cristalino, o UNE-EN 61646 para módulos fotovoltaicos capa
delgada, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido (por ejemplo,
Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica del Departamento de Energías Renovables
del CIEMAT, Joint Research Centre Ispra, etc.), lo que se acreditará mediante la
presentación del certificado oficial correspondiente.
Este requisito no se aplica a los casos excepcionales del apartado 4.1.1.3.
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Pliego de Condiciones Página 51
5.2.2 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.
5.2.3 Se utilizarán módulos que se ajusten a las características técnicas descritas a
continuación. En caso de variaciones respecto de estas características, con carácter
excepcional, deberá presentarse en la Memoria de Solicitud justificación de su
utilización y deberá ser aprobada por el IDAE.
5.2.3.1 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.
5.2.3.2 Los marcos laterales, si existen, serán de aluminio o acero inoxidable.
5.2.3.3 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.
5.2.3.4 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.
5.2.4 Se valorará positivamente una alta eficiencia de las células.
5.2.5 La estructura del generador se conectará a tierra.
5.2.6 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.
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5.3 Estructura soporte
5.3.1 Las estructuras soporte deberán cumplir las especificaciones de este
apartado. En caso contrario se deberá incluir en la Memoria de Solicitud y de Diseño o
Proyecto un apartado justificativo de los puntos objeto de incumplimiento y su
aceptación deberá contar con la aprobación expresa del IDAE. En todos los casos se
dará cumplimiento a lo obligado por la NBE y demás normas aplicables.
5.3.2 La estructura soporte de módulos ha de resistir, con los módulos instalados,
las sobrecargas del viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en la normativa básica
de la edificación NBE-AE-88.
5.3.3 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.
5.3.4 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.
5.3.5 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.
5.3.6 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.
5.3.7 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.
5.3.8 Los topes de sujeción de módulos y la propia estructura no arrojarán sombra
sobre los módulos.
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Pliego de Condiciones Página 53
5.3.9 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.
5.3.10 Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos,
tanto sobre superficie plana (terraza) como integrados sobre tejado, cumpliendo lo
especificado en el punto 4.1.2 sobre sombras. Se incluirán todos los accesorios y
bancadas y/o anclajes.
5.3.11 La estructura soporte será calculada según la norma MV-103 para soportar
cargas extremas debidas a factores climatológicos adversos, tales como viento, nieve,
etc.
5.3.12 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.
5.3.13 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.
5.4 Inversores
5.4.1 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.
5.4.2 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.
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Pliego de Condiciones Página 54
5.4.3 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.
5.4.4 Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta
operación, e incorporará los controles automáticos imprescindibles que aseguren su
adecuada supervisión y manejo.
5.4.5 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.
5.4.6 Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes:
5.4.6.1 El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en
condiciones de irradiancia solar un 10 % superiores a las CEM. Además soportará picos
de magnitud un 30 % superior a las CEM durante períodos de hasta 10 segundos.
5.4.6.2 Los valores de eficiencia al 25 % y 100 % de la potencia de salida nominal
deberán ser superiores al 85 % y 88 % respectivamente (valores medidos incluyendo
el transformador de salida, si lo hubiere) para inversores de potencia inferior a 5 kW, y
del 90 % al 92 % para inversores mayores de 5 kW.
5.4.6.3 El autoconsumo del inversor en modo nocturno ha de ser inferior al 0,5 %
de su potencia nominal.
5.4.6.4 El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0,95,
entre el 25 % y el 100 % de la potencia nominal.
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Pliego de Condiciones Página 55
5.4.6.5 A partir de potencias mayores del 10 % de su potencia nominal, el inversor
deberá inyectar en red.
5.4.7 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.
5.4.8 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.
5.5 Cableado
5.5.1 Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados
y protegidos de acuerdo a la normativa vigente.
5.5.2 Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para evitar
caídas de tensión y calentamientos. Concretamente, para cualquier condición de
trabajo, los conductores de la parte CC deberán tener la sección suficiente para que la
caída de tensión sea inferior del 1,5 % y los de la parte CA para que la caída de
tensión sea inferior del 2 %, teniendo en ambos casos como referencia las tensiones
correspondientes a cajas de conexiones.
5.5.3 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.
5.5.4 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.
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Pliego de Condiciones Página 56
5.6 Conexión a red
5.6.1 Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto
1663/2000 (artículos 8 y 9) sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas conectadas a
la red de baja tensión, y con el esquema unifilar que aparece en la Resolución de 31
de mayo de 2001.
5.7 Medidas
5.7.1 Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto
1663/2000 (artículo 10) sobre medidas y facturación de instalaciones fotovoltaicas
conectadas a la red de baja tensión.
5.8 Protecciones
5.8.1 Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto
1663/2000 (artículo 11) sobre protecciones en instalaciones fotovoltaicas conectadas a
la red de baja tensión y con el esquema unifilar que aparece en la Resolución de 31 de
mayo de 2001.
5.8.2 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.
5.9 Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas
5.9.1 Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto
1663/2000 (artículo 12) sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones
fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.
5.9.2 Cuando el aislamiento galvánico entre la red de distribución de baja tensión 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.
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Pliego de Condiciones Página 57
5.9.3 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.
5.10 Armónicos y compatibilidad electromagnética
5.10.1 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 de baja tensión.
6 Recepción y pruebas
6.1 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.
6.2 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.
6.3 Las pruebas a realizar por el instalador, con independencia de lo indicado con
anterioridad en este PCT, serán como mínimo las siguientes:
6.3.1 Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas.
6.3.2 Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento.
6.3.3 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.
6.3.4 Determinación de la potencia instalada, de acuerdo con el procedimiento
descrito en el anexo I.
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Pliego de Condiciones Página 58
6.4 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:
6.4.1 Entrega de toda la documentación requerida en este PCT.
6.4.2 Retirada de obra de todo el material sobrante.
6.4.3 Limpieza de las zonas ocupadas, con transporte de todos los desechos a
vertedero.
6.5 Durante este período el suministrador será el único responsable de la operación
de los sistemas suministrados, si bien deberá adiestrar al personal de operación.
6.6 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.
6.7 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.
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Pliego de Condiciones Página 59
7 Cálculo de la producción anual esperada
7.1 En la Memoria de Solicitud se incluirán las producciones mensuales máximas
teóricas en función de la irradiancia, la potencia instalada y el rendimiento de la
instalación.
7.2 Los datos de entrada que deberá aportar el instalador son los siguientes:
7.2.1 Gdm (0).
Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre superficie horizontal, en
kWh/(m2 · día), obtenido a partir de alguna de las siguientes fuentes:
– Instituto Nacional de Meteorología
– Organismo autonómico oficial
7.2.2 Gdm (α, β).
Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el plano del generador
en kWh/(m2·día), obtenido a partir del anterior, y en el que se hayan descontado las
pérdidas por sombreado en caso de ser éstas superiores a un 10 % anual (ver anexo
III). El parámetro α representa el azimut y β la inclinación del generador, tal y como
se definen en el anexo II.
7.2.3 Rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”, PR.
Eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta:
– La dependencia de la eficiencia con la temperatura
– La eficiencia del cableado
– Las pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad
– Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia
– La eficiencia energética del inversor
– Otros
7.2.4 La estimación de la energía inyectada se realizará de acuerdo con la siguiente
ecuación:
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Pliego de Condiciones Página 60
Donde:
Pmp = Potencia pico del generador
GCEM = 1 kW/m2
7.3 Los datos se presentarán en una tabla con los valores medios mensuales y el
promedio anual, de acuerdo con el siguiente ejemplo:
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Pliego de Condiciones Página 61
8 Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento
8.1 Generalidades
8.1.1 Se realizará un contrato de mantenimiento preventivo y correctivo de al
menos tres años.
8.1.2 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.
8.2 Programa de mantenimiento
8.2.1 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.
8.2.2 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
8.2.3 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.
8.2.4 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 8.3.5.2 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.
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Pliego de Condiciones Página 62
– 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.
8.2.5 El mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado bajo la
responsabilidad de la empresa instaladora.
8.2.6 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.
8.2.7 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.
8.2.8 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).
8.3 Garantías
8.3.1 Ámbito general de la garantía
8.3.1.1 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.
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Pliego de Condiciones Página 63
8.3.1.2 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.
8.3.2 Plazos
8.3.2.1 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.
8.3.2.2 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.
8.3.3 Condiciones económicas
8.3.3.1 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.
8.3.3.2 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.
8.3.3.3 Asimismo, se deben incluir la mano de obra y materiales necesarios para
efectuar los ajustes y eventuales reglajes del funcionamiento de la instalación.
8.3.3.4 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.
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Pliego de Condiciones Página 64
8.3.4 Anulación de la garantía
8.3.4.1 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.
8.3.5 Lugar y tiempo de la prestación
8.3.5.1 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.
8.3.5.2 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.
8.3.5.3 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.
8.3.5.4 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.
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Pliego de Condiciones Página 65
ANEXO 1: MEDIDA DE LA POTENCIA INSTALADA
Medida de la potencia instalada de una central fotovoltaica conectada a la
red eléctrica
1 Introducción
1.1 Definimos la potencia instalada en corriente alterna (CA) de una central
fotovoltaica (FV) conectada a la red, como la potencia de corriente alterna a la entrada
de la red eléctrica para un campo fotovoltaico con todos sus módulos en un mismo
plano y que opera, sin sombras, a las condiciones estándar de medida (CEM).
1.2 La potencia instalada en CA de una central fotovoltaica puede obtenerse
utilizando instrumentos de medida y procedimientos adecuados de corrección de unas
condiciones de operación bajo unos determinados valores de irradiancia solar y
temperatura a otras condiciones de operación diferentes. Cuando esto no es posible,
puede estimarse la potencia instalada utilizando datos de catálogo y de la instalación,
y realizando algunas medidas sencillas con una célula solar calibrada, un termómetro,
un voltímetro y una pinza amperimétrica. Si tampoco se dispone de esta
instrumentación, puede usarse el propio contador de energía. En este mismo orden, el
error de la estimación de la potencia instalada será cada vez mayor.
2 Procedimiento de medida
2.1 Se describe a continuación el equipo necesario para calcular la potencia
instalada:
– 1 célula solar calibrada de tecnología equivalente
– 1 termómetro de mercurio de temperatura ambiente
– 1 multímetro de corriente continua (CC) y corriente alterna (CA)
– 1 pinza amperimétrica de CC y CA
2.2 El propio inversor actuará de carga del campo fotovoltaico en el punto de
máxima potencia. 2.3 Las medidas se realizarán en un día despejado, en un margen
de ± 2 horas alrededor del mediodía solar.
2.4 Se realizará la medida con el inversor encendido para que el punto de
operación sea el punto de máxima potencia.
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Pliego de Condiciones Página 66
2.5 Se medirá con la pinza amperimétrica la intensidad de CC de entrada al
inversor y con un multímetro la tensión de CC en el mismo punto. Su producto es Pcc,
inv.
2.6 El valor así obtenido se corrige con la temperatura y la irradiancia usando las
ecuaciones (2) y (3).
2.7 La temperatura ambiente se mide con un termómetro de mercurio, a la
sombra, en una zona próxima a los módulos FV. La irradiancia se mide con la célula
(CTE) situada junto a los módulos y en su mismo plano.
2.8 Finalmente, se corrige esta potencia con las pérdidas.
2.9 Ecuaciones:
Pcc, fov Potencia de CC inmediatamente a la salida de los paneles FV, en W.
Lcab Pérdidas de potencia en los cableados de CC entre los paneles FV y la entrada
del inversor, incluyendo, además, las pérdidas en fusibles, conmutadores,
conexionados, diodos antiparalelo si hay, etc.
E Irradiancia solar, en W/m2, medida con la CTE calibrada.
g Coeficiente de temperatura de la potencia, en 1/ °C
Tc Temperatura de las células solares, en °C.
Tamb Temperatura ambiente en la sombra, en °C, medida con el termómetro.
TONC Temperatura de operación nominal del módulo.
Po Potencia nominal del generador en CEM, en W.
Rto, var Rendimiento, que incluye los porcentajes de pérdidas debidas a que los
módulos fotovoltaicos operan, normalmente, en condiciones diferentes de las CEM.
Ltem Pérdidas medias anuales por temperatura. En la ecuación (2) puede
sustituirse el término [1 – g (Tc – 25)] por (1 – Ltem).
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Pliego de Condiciones Página 67
Lpol Pérdidas de potencia debidas al polvo sobre los módulos FV.
Ldis Pérdidas de potencia por dispersión de parámetros entre módulos.
Lref Pérdidas de potencia por reflectancia angular espectral, cuando se utiliza un
piranómetro como referencia de medidas. Si se utiliza una célula de tecnología
equivalente (CTE), el término Lref es cero.
2.10 Se indican a continuación los valores de los distintos coeficientes:
2.10.1 Todos los valores indicados pueden obtenerse de las medidas directas. Si no
es posible realizar medidas, pueden obtenerse, parte de ellos, de los catálogos de
características técnicas de los fabricantes.
2.10.2 Cuando no se dispone de otra información más precisa pueden usarse los
valores indicados en la tabla III.
Observaciones:
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Pliego de Condiciones Página 68
(1) Las pérdidas principales de cableado pueden calcularse conociendo la sección
de los cables y su longitud, por la ecuación:
R es el valor de la resistencia eléctrica de todos los cables, en ohmios.
L es la longitud de todos los cables (sumando la ida y el retorno), en cm.
S es la sección de cada cable, en cm2.
Normalmente las pérdidas en conmutadores, fusibles y diodos son muy pequeñas y
no es necesario considerarlas. Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes
cuando son largos y se opera a baja tensión en CC. Las pérdidas por cableado en %
suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas de pequeña potencia.
En nuestro caso, de acuerdo con las especificaciones, el valor máximo admisible para
la parte CC es 1,5 %.
(2) Las pérdidas por temperatura dependen de la diferencia de temperatura en los
módulos y los 25 °C de las CEM, del tipo de célula y encapsulado y del viento. Si los
módulos están convenientemente aireados por detrás, esta diferencia es del orden de
30 °C sobre la temperatura ambiente, para una irradiancia de 1000 W/m2. Para el
caso de integración de edificios donde los módulos no están separados de las paredes
o tejados, esta diferencia se podrá incrementar entre 5 °C y 15 °C.
(3) Las pérdidas por polvo en un día determinado pueden ser del 0 % al día
siguiente de un día de lluvia y llegar al 8 % cuando los módulos se "ven muy sucios".
Estas pérdidas dependen de la inclinación de los módulos, cercanías a carreteras, etc.
Una causa importante de pérdidas ocurre cuando los módulos FV que tienen marco
tienen células solares muy próximas al marco situado en la parte inferior del módulo.
Otras veces son las estructuras soporte que sobresalen de los módulos y actúan como
retenes del polvo.
(4) Las pérdidas por reflectancia angular y espectral pueden despreciarse cuando
se mide el campo FV al mediodía solar (± 2 h) y también cuando se mide la radiación
solar con una célula calibrada de tecnología equivalente (CTE) al módulo FV. Las
pérdidas anuales son mayores en células con capas antirreflexivas que en células
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Pliego de Condiciones Página 69
texturizadas. Son mayores en invierno que en verano. También son mayores en
localidades de mayor latitud. Pueden oscilar a lo largo de un día entre 2 % y 6 %.
3 Ejemplo
Potencia total estimada del campo fotovoltaico en CEM = 1693 W.
Si, además, se admite una desviación del fabricante (por ejemplo, 5 %), se incluirá
en la estimación como una pérdida.
Finalmente, y después de sumar todas las pérdidas incluyendo la desviación de la
potencia de los módulos respecto de su valor nominal, se comparará la potencia así
estimada con la potencia declarada del campo fotovoltaico.
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Pliego de Condiciones Página 70
ANEXO II: CALCULO DE PERDIDAS POR ORIENTACION E INCLINACION DEL
GENERADOR
Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación del generador distinta
de la óptima
1 Introducción
1.1 El objeto de este anexo es determinar los límites en la orientación e inclinación
de los módulos de acuerdo a las pérdidas máximas permisibles por este concepto en el
PCT.
1.2 Las pérdidas por este concepto se calcularán en función de:
– Ángulo de inclinación $, definido como el ángulo que forma la superficie de los
módulos con el plano horizontal (figura 1). Su valor es 0° para módulos horizontales y
90° para verticales.
– Ángulo de azimut ", definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano
horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar (figura 2).
Valores típicos son 0° para módulos orientados al sur, –90° para módulos orientados
al este y +90° para módulos orientados al oeste.
Fig. 1 Fig. 2
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Pliego de Condiciones Página 71
2 Procedimiento
2.1 Habiendo determinado el ángulo de azimut del generador, se calcularán los
límites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la
inclinación óptima establecidas en el PCT. Para ello se utilizará la figura 3, válida para
una latitud, N, de 41°, de la siguiente forma:
– Conocido el azimut, determinamos en la figura 3 los límites para la inclinación en
el caso de N = 41°. Para el caso general, las pérdidas máximas por este concepto son
del 10 %; para superposición, del 20 %, y para integración arquitectónica del 40 %.
Los puntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de azimut nos
proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima.
– Si no hay intersección entre ambas, las pérdidas son superiores a las permitidas
y la instalación estará fuera de los límites. Si ambas curvas se intersectan, se obtienen
los valores para latitud N = 41° y se corrigen de acuerdo al apartado 2.2.
2.2 Se corregirán los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia
entre la latitud del lugar en cuestión y la de 41°, de acuerdo a las siguientes fórmulas:
Inclinación máxima = Inclinación (φ = 41°) – (41° – latitud)
Inclinación mínima = Inclinación (φ = 41°) – (41° – latitud), siendo 0° su valor
mínimo.
2.3 En casos cerca del límite, y como instrumento de verificación, se utilizará la
siguiente fórmula:
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3 Ejemplo de cálculo
Supongamos que se trata de evaluar si las pérdidas por orientación e inclinación
del generador están dentro de los límites permitidos para una instalación fotovoltaica
en un tejado orientado 15° hacia el Oeste (azimut = +15°) y con una inclinación de
40° respecto a la horizontal, para una localidad situada en el Archipiélago Canario cuya
latitud es de 29°.
3.1 Conocido el azimut, cuyo valor es +15°, determinamos en la figura 3 los
límites para la inclinación para el caso de N = 41°. Los puntos de intersección del
límite de pérdidas del 10 % (borde exterior de la región 90 %-95 %), máximo para el
caso general, con la recta de azimut 15° nos proporcionan los valores (ver figura 4):
Inclinación máxima = 60°
Inclinación mínima = 7°
3.2 Corregimos para la latitud del lugar:
Inclinación máxima = 60 ° – (41° – 29°) = 48°
Inclinación mínima = 7 ° – (41° – 29°) = –5°, que está fuera de rango y se toma,
por lo tanto, inclinación mínima = 0°.
3.3 Por tanto, esta instalación, de inclinación 40°, cumple los requisitos de
pérdidas por orientación e inclinación.
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Pliego de Condiciones Página 73
Fig. 4. Resolución del ejemplo.
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Pliego de Condiciones Página 74
ANEXO III: CALCULO DE LAS PERDIDAS DE RADIACION SOLAR POR LAS
SOMBRAS
Cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombras
1 Objeto
El presente anexo describe un método de cálculo de las pérdidas de radiación solar
que experimenta una superficie debidas a sombras circundantes. Tales pérdidas se
expresan como porcentaje de la radiación solar global que incidiría sobre la
mencionada superficie de no existir sombra alguna.
2 Descripción del método
El procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la
superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del Sol. Los pasos a seguir son
los siguientes:
2.1 Obtención del perfil de obstáculos
Localización de los principales obstáculos que afectan a la superficie, en términos
de sus coordenadas de posición azimut (ángulo de desviación con respecto a la
dirección Sur) y elevación (ángulo de inclinación con respecto al plano horizontal).
Para ello puede utilizarse un teodolito.
2.2 Representación del perfil de obstáculos
Representación del perfil de obstáculos en el diagrama de la figura 5, en el que se
muestra la banda de trayectorias del Sol a lo largo de todo el año, válido para
localidades de la Península Ibérica y Baleares (para las Islas Canarias el diagrama
debe desplazarse 12° en sentido vertical ascendente). Dicha banda se encuentra
dividida en porciones, delimitadas por las horas solares (negativas antes del mediodía
solar y positivas después de éste) e identificadas por una letra y un número (A1,
A2,..., D14).
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Pliego de Condiciones Página 75
Fig. 5. Diagrama de trayectorias del Sol. [Nota: los grados de ambas escalas son
sexagesimales].
2.3 Selección de la tabla de referencia para los cálculos
Cada una de las porciones de la figura 5 representa el recorrido del Sol en un cierto
período de tiempo (una hora a lo largo de varios días) y tiene, por tanto, una
determinada contribución a la irradiación solar global anual que incide sobre la
superficie de estudio. Así, el hecho de que un obstáculo cubra una de las porciones
supone una cierta pérdida de irradiación, en particular aquella que resulte interceptada
por el obstáculo. Deberá escogerse como referencia para el cálculo la tabla más
adecuada de entre las que se incluyen en la sección 3 de este anexo.
2.4 Cálculo final
La comparación del perfil de obstáculos con el diagrama de trayectorias del Sol
permite calcular las pérdidas por sombreado de la irradiación solar global que incide
sobre la superficie, a lo largo de todo el año. Para ello se han de sumar las
contribuciones de aquellas porciones que resulten total o parcialmente ocultas por el
perfil de obstáculos representado. En el caso de ocultación parcial se utilizará el factor
de llenado (fracción oculta respecto del total de la porción) más próximo a los valores:
0,25, 0,50, 0,75 ó 1.
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Pliego de Condiciones Página 76
La sección 4 muestra un ejemplo concreto de utilización del método descrito.
3 Tablas de referencia
Las tablas incluidas en esta sección se refieren a distintas superficies
caracterizadas por sus ángulos de inclinación y orientación ($ y ", respectivamente).
Deberá escogerse aquella que resulte más parecida a la superficie de estudio. Los
números que figuran en cada casilla se corresponden con el porcentaje de irradiación
solar global anual que se perdería si la porción correspondiente (véase la figura 5)
resultase interceptada por un obstáculo.
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Pliego de Condiciones Página 79
4 Ejemplo
Superficie de estudio ubicada en Madrid, inclinada 30° y orientada 10° al Sudeste.
En la figura 6 se muestra el perfil de obstáculos.
Fig. 6
Tabla VI. Tabla de referencia.
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Pliego de Condiciones Página 80
Cálculos:
Pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual) =
= 0,25 × B4 + 0,5 × A5 + 0,75 × A6 + B6 + 0,25 × C6 + A8 + 0,5 × B8 + 0,25 ×
A10 =
= 0,25 × 1,89 + 0,5 × 1,84 + 0,75 × 1,79 + 1,51 + 0,25 × 1,65 + 0,98 + 0,5 × 0,99
+ 0,25 × 0,11 =
= 6,16 % • 6 %
5 Distancia mínima entre filas de módulos
La distancia d, medida sobre la horizontal, entre unas filas de módulos obstáculo,
de altura h, que pueda producir sombras sobre la instalación deberá garantizar un
mínimo de 4 horas de sol en torno al mediodía del solsticio de invierno. Esta distancia
d será superior al valor obtenido por la expresión:
d = h / tan (61°– latitud)
donde 1/ tan (61°– latitud) es un coeficiente adimensional denominado k.
Algunos valores significativos de k se pueden ver en la tabla VII en función de la
latitud del lugar.
Con el fin de clarificar posibles dudas respecto a la toma de datos relativos a h y d,
se muestra la siguiente figura con algunos ejemplos:
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Pliego de Condiciones Página 81
Fig. 7
La separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente no
será inferior a la obtenida por la expresión anterior, aplicando h a la diferencia de
alturas entre la parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente, efectuando todas
las medidas de acuerdo con el plano que contiene a las bases de los módulos.
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Pliego de Condiciones Página 82
3.4. NORMAS DE EJECUCION DE LAS INSTALACIONES.
Previamente a la instalación de canalizaciones, se procederá a un replanteo u
marcado de puntos para la colocación de los elementos integrantes de la instalación,
que deberá ser aprobado por la Dirección Técnica.
La ejecución de las instalaciones se realizará de acuerdo al Reglamento
Electrotécnico de Baja Tensión e Instrucciones Complementarias, así como al Pliego de
Condiciones Técnicas editado por IDEA, haciendo especial hincapié en los puntos que
se consideran a continuación:
• Cuando en la obra sea necesario hacer modificaciones, se solicitará
autorización del director de obra. La instalación será especialmente cuidada
en las zonas en que, una vez montados los aparatos, sea de difícil reparación
cualquier error cometido en el montaje, o bien obligasen a realizar trabajos
de albañilería.
• La recepción de los materiales que componen la instalación será aprobada
por el director de obra.
• En caso de proximidad de canalizaciones eléctricas con otras no eléctricas, se
dispondrá de forma que, entre las superficies exteriores de ambas, se
mantenga una distancia de al menos 3 cm, salvo en las conducciones de gas
que será de 30 cm.
• Las canalizaciones eléctricas estarán convenientemente protegidas de la
condensación que se puede presentar.
• Un tubo o cubierta protectora sólo contendrá, en general, conductores de un
mismo y único circuito. Un tubo podrá contener tubos de varios circuitos sólo
si se cumplen todas las condiciones siguiente:
- Que todos los circuitos partan de un mismo aparato general de mando y
protección.
- Que estén aislados para la misma tensión de servicio.
- Que cada circuito esté protegido por separado contra sobreintensidades.
• En todo caso, el diámetro de cualquier tubo que tenga más de 5 conductores
será, como mínimo, igual a 3 veces la sección ocupada por ellos.
• En los tubos normales empotrados en paredes, se recomienda disponer los
recorridos horizontales a 50 cm, como máximo, de suelo y techo y los
verticales a una distancia de los ángulos de esquinas no superior a 20 cm.
• No existirán uniones de tubos, siendo de una sola pieza, interrumpidos
solamente en el interior de las cajas de empalme y derivación.
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Pliego de Condiciones Página 83
• Las curvas practicadas en los tubos serán continuas y no originarán
reducciones de sección inadmisibles.
• Los radios mínimos de curvatura serán de 19 cm. El número de curvas en
ángulo recto situadas entre dos registros consecutivos no será superior a 3,
siendo la distancia máxima entre registros siempre inferior a 15 m. Los
conductores se alojarán e los tubos después e ubicados éstos.
o Las dimensiones de las rozas serán suficientes para que los tubos queden
recubiertos de una capa de 1 cm de espesor, como mínimo, del
revestimiento de las paredes o techos. En los ángulos, el espesor de esta
capa puede reducirse a 0,5 cm.
• Las bases de enchufe en locales mojados se colocarán a 110 cm del
pavimento.
• Las bases de enchufe en terrazas serán estancas IP-55.
• No se intercalarán en el circuito de tierra, seccionadores, fusibles o
interruptores. Sólo se permitirá disponer de un dispositivo de corte en los
puntos de puesta a tierra, para que se pueda medir la resistencia de la toma
a tierra.
• Podrán ser intercalados mecanismos y aparamenta de control y protección
que reúnan las características descritas en el presente Proyecto, sin
presuponer la elección de una marca determinada. De cualquier modo, los
elementos de la instalación habrán de estar debidamente autorizados y
homologados, disponiendo de las garantías del fabricante respecto a un buen
funcionamiento en las condiciones de servicio que se proyectan y su
instalación deberá ser autorizada por la Dirección Facultativa, de
forma anterior a la misma.
Pilar de la Horadada, Diciembre de 2009.
Por el AREA INFRAESTRUCTURAS MUNICIPAL.
D. Antonio Martínez García.
D. Juan Fco. García Corbalán.
DOCUMENTO Nº 4: PLANOS.
DOCUMENTO Nº 5: MEDICIONES Y PRESUPUESTO.
MEDICIONES
1.1 Ud Instalación de armario de protección y medida (CPM), con módulo aislante y precintable amontar en fachada. Con capacidad para 1 contador bidireccional y/o 2 contadores trifásicos coninterruptor y protecciones, instalado y probado funcionando, según normas de la Cía.suministradora y vigente reglamento de baja tensión.
Uds. Largo Ancho Alto Parcial Subtotal1 1,00
1,00 1,00
Total Ud ......: 1,00
1.2 Ml Línea unipolar de cobre con aislamiento de 1000V, formada por un conjunto de conductores de4x35 + TT 16, bajo tubo de 90 mm, incluso parte proporcional de accesorios y posibles arquetas.
Uds. Largo Ancho Alto Parcial Subtotal40,00 40,00
40,00 40,00
Total ML ......: 40,00
1.3 Ud Armario protección línea de enlace CA, compuesto de: armario IP65, magnetotérmico 3+N de160 A y diferencial 4x160 A, 30 mA, totalmente instalado.
Uds. Largo Ancho Alto Parcial Subtotal1 1,00
1,00 1,00
Total Ud ......: 1,00
1.4 Ml Canalización para linea eléctrica alojada en zanja de 0.4 x 0.70 m, formada por UN tubo de PEdoble pared corrugada exterior y lisa interior de 90/75 mm de diametro, apertura zanja,protegido y tapado con hormigón en masa HM20, cinta de señalización, tapado y compactadocon zahorras, incluso corte y reposición de pavimentación existente, incluso rep de serviciosexistentes.
Uds. Largo Ancho Alto Parcial Subtotal5,00 5,00
5,00 5,00
Total Ml ......: 5,00
1.5 Ml Línea unipolar de cobre con aislamiento de 1000V, formada por un conjunto de conductores de2x50 + TT 25, bajo tubo de 50 mm, incluso parte proporcional de accesorios y posibles arquetas.
Uds. Largo Ancho Alto Parcial Subtotal20,00 20,00
20,00 20,00
Total ml ......: 20,00
1.6 Ud Armario protección línea de enlace CC, compuesto de: armario IP65, interruptor automáticocompac NS-315, capaz para 320 A, 2p, 550 V, y magnetotérmico 2p para 320 A, totalmenteinstalado.
Uds. Largo Ancho Alto Parcial Subtotal1 1,00
1,00 1,00
Total Ud ......: 1,00
1.7 Ud Módulo policristalino, tipo PEPV230 ó similar, constituido por 60 células cuadradasfotovoltáicas de silicio policristalino de alta eficiencia que proporcionan una potencia máximade 230 W y una tención de salida nominal de 24 V y máxima de 29,91 V. De medidas 1676 x 998 x41 mm y 22 kg de peso. El módulo está formado por un cristal de alto nivel de transmisividad,con etil-vinil-acetato modificado (EVA) como encapsulante en la fabricación de los módulos. Lalámina posterior consta de varias capas, cada una con una fución específica, ya sea adhesión,aislamiento eléctrico o aislamiento frente a las inclemencias meteorológicas. El marco estáfabricado con aluminio anodizado que provee al perfil de una resistencia mucho mayor a lacorrosión. Totalmente instalado y funcionando.
Uds. Largo Ancho Alto Parcial Subtotal480 480,00
480,00 480,00
Total Ud ......: 480,00
Presupuesto parcial nº 1 INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICANº Ud Descripción Medición
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 1
1.8 Ud Bloque para apoyo de 16 unidades módulos/paneles solares, tipo MUPRO ó similar, deestructura metálica realizada a partir de pórtico pletina de 50x8 mm de acero galvanizado porelectrolisis y anclado al emplazamiento final mediante perfil omega de 2mm de espesorgalvanizado y espárragos roscados con anclajes químicos. Los módulos se sujetan al pórtico através de perfiles correa amarrados a los pórticos mediante tornillos M8x20 con calidad 8,8.Todo ello completamente instalado según indicaciones de la dirección técnica tanto al inicio delos trabajos como al final. Incluso cableado del mismo y parte proporcional de soportesbásicos, protección y línea de enlace, totalmente instalado y terminado, según detalle deplanos.
Uds. Largo Ancho Alto Parcial Subtotal30 30,00
30,00 30,00
Total Ud ......: 30,00
1.9 Ml Línea de enlace entre bloque de paneles y armario y accesorios, línea de mando de protección,RV 0,6/1 kV 35mm. Línea de cobre monofásica con un aislamiento de tensión nominal de 0,6/1kV formada por fase+neutro+tierra de 35 mm2 de sección, enterrada bajo tubo rígido de PVC de110 mm de diámetro, incluso parte proporcional de pequeño material y piezas especiales,totalmente instalada, conectada y en correcto estado de funcionamiento, según RBT vigente.
Uds. Largo Ancho Alto Parcial Subtotal340,00 340,00
340,00 340,00
Total ML ......: 340,00
1.10 Ml Línea de enlace entre bloque de paneles y armario y accesorios, línea de mando de protección,RV 0,6/1 kV 25mm. Línea de cobre monofásica con un aislamiento de tensión nominal de 0,6/1kV formada por fase+neutro+tierra de 25 mm2 de sección, colocada en tubo rígido de PVC de 40mm de diámetro, incluso parte proporcional de pequeño material y piezas especiales,totalmente instalada, conectada y en correcto estado de funcionamiento, según RBT vigente.
Uds. Largo Ancho Alto Parcial Subtotal260,00 260,00
260,00 260,00
Total ML ......: 260,00
1.11 Ud Inversor, tipo Neos Inverter ó similar, de 100 kW de potencia nominal para conexión a C.A. de laenergía generada, integrado en envolvente IP20, de medidas 1900x800x800 mm y 600 kg depeso, display con dos líneas de iluminación de fondo, con alimentación trifásica mediante 2polos positivo y negativo en C.C. a 320-800 V de tensión de salida en trifásica a 400 V, corrientede entrada máxima a 330 A. Totalmente instalado y funcionando.
Uds. Largo Ancho Alto Parcial Subtotal1 1,00
1,00 1,00
Total Ud ......: 1,00
1.12 Ml Conducción de puesta a tierra enterrada a una profundidad mínima de 80 cm, instalada conconductor de cobre desnudo de 35 mm2 de sección incluso parte proporcional de ayuda dealbañilería, picas, desconectadores, etc.
Uds. Largo Ancho Alto Parcial Subtotal20,00 20,00
20,00 20,00
Total ML ......: 20,00
Presupuesto parcial nº 1 INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICANº Ud Descripción Medición
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 2
2.1 Ud Compendio de Medidas de Seguridad y Salud, según desglose en Estudio de Seguridad y Saludredactado como anexo y complemento del presente proyecto.
Uds. Largo Ancho Alto Parcial Subtotal1 1,00
1,00 1,00
Total ud ......: 1,00
Pilar de la Horadada,Diciembre de 2009.Area Infraestructuras Municipal
D. Antonio Martínez GarcíaD. Juan Fco. García Corbalan
Presupuesto parcial nº 2 SEGURIDAD Y SALUDNº Ud Descripción Medición
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 3
obras publicas
Firma Anton
obras publicas
Firma Juan Francisco
CUADRO DE PRECIOS Nº1
Cuadro de precios nº 1
Advertencia: Los precios designados en letra en este cuadro, con la rebaja que resulte en la subasta en su caso, sonlos que sirven de base al contrato, y se utilizarán para valorar la obra ejecutada, siguiendo lo prevenido en la Cláusula46 del Pliego de Cláusulas Administrativas Generales para la Contratación de Obras del Estado, considerando incluidosen ellos los trabajos, medios auxiliares y materiales necesarios para la ejecución de la unidad de obra que definan,conforme a lo prescrito en la Cláusula 51 del Pliego antes citado, por lo que el Contratista no podrá reclamar que seintroduzca modificación alguna en ello, bajo ningún pretexto de error u omisión.
1 INSTALACION SOLARFOTOVOLTAICA
1.1 Ud Instalación de armario de protección y medida(CPM), con módulo aislante y precintable a montaren fachada. Con capacidad para 1 contadorbidireccional y/o 2 contadores trifásicos coninterruptor y protecciones, instalado y probadofuncionando, según normas de la Cía.suministradora y vigente reglamento de bajatensión. 1.271,86 MIL DOSCIENTOS SETENTA Y UN
EUROS CON OCHENTA Y SEISCÉNTIMOS
1.2 ML Línea unipolar de cobre con aislamiento de1000V, formada por un conjunto de conductores de4x35 + TT 16, bajo tubo de 90 mm, incluso parteproporcional de accesorios y posibles arquetas. 27,55 VEINTISIETE EUROS CON
CINCUENTA Y CINCO CÉNTIMOS
1.3 Ud Armario protección línea de enlace CA,compuesto de: armario IP65, magnetotérmico 3+Nde 160 A y diferencial 4x160 A, 30 mA, totalmenteinstalado. 208,55 DOSCIENTOS OCHO EUROS CON
CINCUENTA Y CINCO CÉNTIMOS
1.4 Ml Canalización para linea eléctrica alojada en zanjade 0.4 x 0.70 m, formada por UN tubo de PE doblepared corrugada exterior y lisa interior de 90/75 mmde diametro, apertura zanja, protegido y tapado conhormigón en masa HM20, cinta de señalización,tapado y compactado con zahorras, incluso corte yreposición de pavimentación existente, incluso repde servicios existentes. 35,30 TREINTA Y CINCO EUROS CON
TREINTA CÉNTIMOS
1.5 ml Línea unipolar de cobre con aislamiento de1000V, formada por un conjunto de conductores de2x50 + TT 25, bajo tubo de 50 mm, incluso parteproporcional de accesorios y posibles arquetas. 32,59 TREINTA Y DOS EUROS CON
CINCUENTA Y NUEVE CÉNTIMOS
1.6 Ud Armario protección línea de enlace CC,compuesto de: armario IP65, interruptor automáticocompac NS-315, capaz para 320 A, 2p, 550 V, ymagnetotérmico 2p para 320 A, totalmenteinstalado. 572,30 QUINIENTOS SETENTA Y DOS
EUROS CON TREINTA CÉNTIMOS
ImporteNº Designación
En cifra En letra(euros) (euros)
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 1
1.7 Ud Módulo policristalino, tipo PEPV230 ó similar,constituido por 60 células cuadradas fotovoltáicasde silicio policristalino de alta eficiencia queproporcionan una potencia máxima de 230 W y unatención de salida nominal de 24 V y máxima de29,91 V. De medidas 1676 x 998 x 41 mm y 22 kgde peso. El módulo está formado por un cristal dealto nivel de transmisividad, con etil-vinil-acetatomodificado (EVA) como encapsulante en lafabricación de los módulos. La lámina posteriorconsta de varias capas, cada una con una fuciónespecífica, ya sea adhesión, aislamiento eléctrico oaislamiento frente a las inclemenciasmeteorológicas. El marco está fabricado conaluminio anodizado que provee al perfil de unaresistencia mucho mayor a la corrosión. Totalmenteinstalado y funcionando. 427,52 CUATROCIENTOS VEINTISIETE
EUROS CON CINCUENTA Y DOSCÉNTIMOS
1.8 Ud Bloque para apoyo de 16 unidadesmódulos/paneles solares, tipo MUPRO ó similar, deestructura metálica realizada a partir de pórticopletina de 50x8 mm de acero galvanizado porelectrolisis y anclado al emplazamiento finalmediante perfil omega de 2mm de espesorgalvanizado y espárragos roscados con anclajesquímicos. Los módulos se sujetan al pórtico a travésde perfiles correa amarrados a los pórticosmediante tornillos M8x20 con calidad 8,8. Todo ellocompletamente instalado según indicaciones de ladirección técnica tanto al inicio de los trabajos comoal final. Incluso cableado del mismo y parteproporcional de soportes básicos, protección y líneade enlace, totalmente instalado y terminado, segúndetalle de planos. 1.157,91 MIL CIENTO CINCUENTA Y SIETE
EUROS CON NOVENTA Y UNCÉNTIMOS
1.9 ML Línea de enlace entre bloque de paneles yarmario y accesorios, línea de mando de protección,RV 0,6/1 kV 35mm. Línea de cobre monofásica conun aislamiento de tensión nominal de 0,6/1 kVformada por fase+neutro+tierra de 35 mm2 desección, enterrada bajo tubo rígido de PVC de 110mm de diámetro, incluso parte proporcional depequeño material y piezas especiales, totalmenteinstalada, conectada y en correcto estado defuncionamiento, según RBT vigente. 50,90 CINCUENTA EUROS CON
NOVENTA CÉNTIMOS
1.10 ML Línea de enlace entre bloque de paneles yarmario y accesorios, línea de mando de protección,RV 0,6/1 kV 25mm. Línea de cobre monofásica conun aislamiento de tensión nominal de 0,6/1 kVformada por fase+neutro+tierra de 25 mm2 desección, colocada en tubo rígido de PVC de 40 mmde diámetro, incluso parte proporcional de pequeñomaterial y piezas especiales, totalmente instalada,conectada y en correcto estado de funcionamiento,según RBT vigente. 46,91 CUARENTA Y SEIS EUROS CON
NOVENTA Y UN CÉNTIMOS
Cuadro de precios nº 1
ImporteNº Designación
En cifra En letra(euros) (euros)
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 2
1.11 Ud Inversor, tipo Neos Inverter ó similar, de 100 kWde potencia nominal para conexión a C.A. de laenergía generada, integrado en envolvente IP20, demedidas 1900x800x800 mm y 600 kg de peso,display con dos líneas de iluminación de fondo, conalimentación trifásica mediante 2 polos positivo ynegativo en C.C. a 320-800 V de tensión de salidaen trifásica a 400 V, corriente de entrada máxima a330 A. Totalmente instalado y funcionando. 17.067,91 DIECISIETE MIL SESENTA Y SIETE
EUROS CON NOVENTA Y UNCÉNTIMOS
1.12 ML Conducción de puesta a tierra enterrada a unaprofundidad mínima de 80 cm, instalada conconductor de cobre desnudo de 35 mm2 de secciónincluso parte proporcional de ayuda de albañilería,picas, desconectadores, etc. 32,87 TREINTA Y DOS EUROS CON
OCHENTA Y SIETE CÉNTIMOS
2 SEGURIDAD Y SALUD2.1 ud Compendio de Medidas de Seguridad y Salud,
según desglose en Estudio de Seguridad y Saludredactado como anexo y complemento del presenteproyecto. 2.855,53 DOS MIL OCHOCIENTOS
CINCUENTA Y CINCO EUROS CONCINCUENTA Y TRES CÉNTIMOS
Pilar de la Horadada,Diciembrede 2009.
Area Infraestructuras Municipal
D. Antonio Martínez García D. Juan Fco. García Corbalan
Cuadro de precios nº 1
ImporteNº Designación
En cifra En letra(euros) (euros)
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 3
obras publicas
Firma Anton
obras publicas
Firma Juan Francisco
CUADRO DE PRECIOS Nº2
Cuadro de precios nº 2
Advertencia: Los precios del presente cuadro se aplicarán única y exclusivamente en los casos que sea preciso abonarobras incompletas cuando por rescisión u otra causa no lleguen a terminarse las contratadas, sin que pueda pretendersela valoración de cada unidad de obra fraccionada en otra forma que la establecida en dicho cuadro.
1 INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA1.1 Ud Instalación de armario de protección y medida (CPM), con módulo aislante y precintable a
montar en fachada. Con capacidad para 1 contador bidireccional y/o 2 contadores trifásicoscon interruptor y protecciones, instalado y probado funcionando, según normas de la Cía.suministradora y vigente reglamento de baja tensión.
Mano de obra 76,32Materiales 1.146,27Resto de Obra 12,233 % Costes Indirectos 37,04
1.271,861.2 ML Línea unipolar de cobre con aislamiento de 1000V, formada por un conjunto de
conductores de 4x35 + TT 16, bajo tubo de 90 mm, incluso parte proporcional de accesoriosy posibles arquetas.
Mano de obra 19,08Materiales 7,41Resto de Obra 0,263 % Costes Indirectos 0,80
27,551.3 Ud Armario protección línea de enlace CA, compuesto de: armario IP65, magnetotérmico
3+N de 160 A y diferencial 4x160 A, 30 mA, totalmente instalado.
Mano de obra 21,20Materiales 179,28Resto de Obra 2,003 % Costes Indirectos 6,07
208,551.4 Ml Canalización para linea eléctrica alojada en zanja de 0.4 x 0.70 m, formada por UN tubo
de PE doble pared corrugada exterior y lisa interior de 90/75 mm de diametro, apertura zanja,protegido y tapado con hormigón en masa HM20, cinta de señalización, tapado ycompactado con zahorras, incluso corte y reposición de pavimentación existente, incluso repde servicios existentes.
Mano de obra 9,53Maquinaria 0,82Materiales 12,31Resto de Obra 11,613 % Costes Indirectos 1,03
35,301.5 ml Línea unipolar de cobre con aislamiento de 1000V, formada por un conjunto de
conductores de 2x50 + TT 25, bajo tubo de 50 mm, incluso parte proporcional de accesoriosy posibles arquetas.
Mano de obra 16,96Materiales 14,37Resto de Obra 0,313 % Costes Indirectos 0,95
32,591.6 Ud Armario protección línea de enlace CC, compuesto de: armario IP65, interruptor
automático compac NS-315, capaz para 320 A, 2p, 550 V, y magnetotérmico 2p para 320 A,totalmente instalado.
Mano de obra 76,32Materiales 473,81Resto de Obra 5,503 % Costes Indirectos 16,67
572,30
ImporteNº Designación
Parcial Total(euros) (euros)
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 1
1.7 Ud Módulo policristalino, tipo PEPV230 ó similar, constituido por 60 células cuadradasfotovoltáicas de silicio policristalino de alta eficiencia que proporcionan una potencia máximade 230 W y una tención de salida nominal de 24 V y máxima de 29,91 V. De medidas 1676 x998 x 41 mm y 22 kg de peso. El módulo está formado por un cristal de alto nivel detransmisividad, con etil-vinil-acetato modificado (EVA) como encapsulante en la fabricaciónde los módulos. La lámina posterior consta de varias capas, cada una con una fuciónespecífica, ya sea adhesión, aislamiento eléctrico o aislamiento frente a las inclemenciasmeteorológicas. El marco está fabricado con aluminio anodizado que provee al perfil de unaresistencia mucho mayor a la corrosión. Totalmente instalado y funcionando.
Mano de obra 38,16Materiales 372,80Resto de Obra 4,113 % Costes Indirectos 12,45
427,521.8 Ud Bloque para apoyo de 16 unidades módulos/paneles solares, tipo MUPRO ó similar, de
estructura metálica realizada a partir de pórtico pletina de 50x8 mm de acero galvanizado porelectrolisis y anclado al emplazamiento final mediante perfil omega de 2mm de espesorgalvanizado y espárragos roscados con anclajes químicos. Los módulos se sujetan al pórticoa través de perfiles correa amarrados a los pórticos mediante tornillos M8x20 con calidad 8,8.Todo ello completamente instalado según indicaciones de la dirección técnica tanto al iniciode los trabajos como al final. Incluso cableado del mismo y parte proporcional de soportesbásicos, protección y línea de enlace, totalmente instalado y terminado, según detalle deplanos.
Mano de obra 103,15Materiales 1.009,90Resto de Obra 11,133 % Costes Indirectos 33,73
1.157,911.9 ML Línea de enlace entre bloque de paneles y armario y accesorios, línea de mando de
protección, RV 0,6/1 kV 35mm. Línea de cobre monofásica con un aislamiento de tensiónnominal de 0,6/1 kV formada por fase+neutro+tierra de 35 mm2 de sección, enterrada bajotubo rígido de PVC de 110 mm de diámetro, incluso parte proporcional de pequeño material ypiezas especiales, totalmente instalada, conectada y en correcto estado de funcionamiento,según RBT vigente.
Mano de obra 38,16Materiales 10,77Resto de Obra 0,493 % Costes Indirectos 1,48
50,901.10 ML Línea de enlace entre bloque de paneles y armario y accesorios, línea de mando de
protección, RV 0,6/1 kV 25mm. Línea de cobre monofásica con un aislamiento de tensiónnominal de 0,6/1 kV formada por fase+neutro+tierra de 25 mm2 de sección, colocada en tuborígido de PVC de 40 mm de diámetro, incluso parte proporcional de pequeño material ypiezas especiales, totalmente instalada, conectada y en correcto estado de funcionamiento,según RBT vigente.
Mano de obra 37,91Materiales 7,18Resto de Obra 0,453 % Costes Indirectos 1,37
46,911.11 Ud Inversor, tipo Neos Inverter ó similar, de 100 kW de potencia nominal para conexión a
C.A. de la energía generada, integrado en envolvente IP20, de medidas 1900x800x800 mm y600 kg de peso, display con dos líneas de iluminación de fondo, con alimentación trifásicamediante 2 polos positivo y negativo en C.C. a 320-800 V de tensión de salida en trifásica a400 V, corriente de entrada máxima a 330 A. Totalmente instalado y funcionando.
Mano de obra 69,46Maquinaria 26,99Materiales 16.310,27Resto de Obra 164,073 % Costes Indirectos 497,12
17.067,91
Cuadro de precios nº 2
ImporteNº Designación
Parcial Total(euros) (euros)
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 2
1.12 ML Conducción de puesta a tierra enterrada a una profundidad mínima de 80 cm, instaladacon conductor de cobre desnudo de 35 mm2 de sección incluso parte proporcional de ayudade albañilería, picas, desconectadores, etc.
Mano de obra 9,25Materiales 22,34Resto de Obra 0,323 % Costes Indirectos 0,96
32,87
2 SEGURIDAD Y SALUD2.1 ud Compendio de Medidas de Seguridad y Salud, según desglose en Estudio de Seguridad y
Salud redactado como anexo y complemento del presente proyecto.
Sin descomposición 2.772,363 % Costes Indirectos 83,17
2.855,53
Pilar de la Horadada,Diciembre de 2009.Area Infraestructuras Municipal
D. Antonio Martínez GarcíaD. Juan Fco. García
Corbalan
Cuadro de precios nº 2
ImporteNº Designación
Parcial Total(euros) (euros)
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 3
obras publicas
Firma Anton
obras publicas
Firma Juan Francisco
PRESUPUESTO
Presupuesto: INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW
1.1 Ud Instalación de armario de protección y medida(CPM), con módulo aislante y precintable amontar en fachada. Con capacidad para 1contador bidireccional y/o 2 contadores trifásicoscon interruptor y protecciones, instalado yprobado funcionando, según normas de la Cía.suministradora y vigente reglamento de bajatensión. 1,00 1.271,86 1.271,86
1.2 ML Línea unipolar de cobre con aislamiento de1000V, formada por un conjunto de conductoresde 4x35 + TT 16, bajo tubo de 90 mm, inclusoparte proporcional de accesorios y posiblesarquetas. 40,00 27,55 1.102,00
1.3 Ud Armario protección línea de enlace CA,compuesto de: armario IP65, magnetotérmico3+N de 160 A y diferencial 4x160 A, 30 mA,totalmente instalado. 1,00 208,55 208,55
1.4 Ml Canalización para linea eléctrica alojada en zanjade 0.4 x 0.70 m, formada por UN tubo de PEdoble pared corrugada exterior y lisa interior de90/75 mm de diametro, apertura zanja, protegidoy tapado con hormigón en masa HM20, cinta deseñalización, tapado y compactado con zahorras,incluso corte y reposición de pavimentaciónexistente, incluso rep de servicios existentes. 5,00 35,30 176,50
1.5 ml Línea unipolar de cobre con aislamiento de1000V, formada por un conjunto de conductoresde 2x50 + TT 25, bajo tubo de 50 mm, inclusoparte proporcional de accesorios y posiblesarquetas. 20,00 32,59 651,80
1.6 Ud Armario protección línea de enlace CC,compuesto de: armario IP65, interruptorautomático compac NS-315, capaz para 320 A,2p, 550 V, y magnetotérmico 2p para 320 A,totalmente instalado. 1,00 572,30 572,30
1.7 Ud Módulo policristalino, tipo PEPV230 ó similar,constituido por 60 células cuadradasfotovoltáicas de silicio policristalino de altaeficiencia que proporcionan una potencia máximade 230 W y una tención de salida nominal de 24V y máxima de 29,91 V. De medidas 1676 x 998x 41 mm y 22 kg de peso. El módulo estáformado por un cristal de alto nivel detransmisividad, con etil-vinil-acetato modificado(EVA) como encapsulante en la fabricación delos módulos. La lámina posterior consta de variascapas, cada una con una fución específica, yasea adhesión, aislamiento eléctrico o aislamientofrente a las inclemencias meteorológicas. Elmarco está fabricado con aluminio anodizadoque provee al perfil de una resistencia muchomayor a la corrosión. Totalmente instalado yfuncionando. 480,00 427,52 205.209,60
1.8 Ud Bloque para apoyo de 16 unidadesmódulos/paneles solares, tipo MUPRO ó similar,de estructura metálica realizada a partir depórtico pletina de 50x8 mm de acero galvanizadopor electrolisis y anclado al emplazamiento finalmediante perfil omega de 2mm de espesorgalvanizado y espárragos roscados con anclajesquímicos. Los módulos se sujetan al pórtico através de perfiles correa amarrados a los pórticosmediante tornillos M8x20 con calidad 8,8. Todoello completamente instalado según indicacionesde la dirección técnica tanto al inicio de lostrabajos como al final. Incluso cableado delmismo y parte proporcional de soportes básicos,protección y línea de enlace, totalmente instaladoy terminado, según detalle de planos. 30,00 1.157,91 34.737,30
Presupuesto parcial nº 1 INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICANum. Ud Descripción Medición Precio (€) Importe (€)
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 1
1.9 ML Línea de enlace entre bloque de paneles yarmario y accesorios, línea de mando deprotección, RV 0,6/1 kV 35mm. Línea de cobremonofásica con un aislamiento de tensiónnominal de 0,6/1 kV formada porfase+neutro+tierra de 35 mm2 de sección,enterrada bajo tubo rígido de PVC de 110 mm dediámetro, incluso parte proporcional de pequeñomaterial y piezas especiales, totalmenteinstalada, conectada y en correcto estado defuncionamiento, según RBT vigente. 340,00 50,90 17.306,00
1.10 ML Línea de enlace entre bloque de paneles yarmario y accesorios, línea de mando deprotección, RV 0,6/1 kV 25mm. Línea de cobremonofásica con un aislamiento de tensiónnominal de 0,6/1 kV formada porfase+neutro+tierra de 25 mm2 de sección,colocada en tubo rígido de PVC de 40 mm dediámetro, incluso parte proporcional de pequeñomaterial y piezas especiales, totalmenteinstalada, conectada y en correcto estado defuncionamiento, según RBT vigente. 260,00 46,91 12.196,60
1.11 Ud Inversor, tipo Neos Inverter ó similar, de 100 kWde potencia nominal para conexión a C.A. de laenergía generada, integrado en envolvente IP20,de medidas 1900x800x800 mm y 600 kg depeso, display con dos líneas de iluminación defondo, con alimentación trifásica mediante 2polos positivo y negativo en C.C. a 320-800 V detensión de salida en trifásica a 400 V, corrientede entrada máxima a 330 A. Totalmenteinstalado y funcionando. 1,00 17.067,91 17.067,91
1.12 ML Conducción de puesta a tierra enterrada a unaprofundidad mínima de 80 cm, instalada conconductor de cobre desnudo de 35 mm2 desección incluso parte proporcional de ayuda dealbañilería, picas, desconectadores, etc. 20,00 32,87 657,40
Total presupuesto parcial nº 1 INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA: 291.157,82
Presupuesto parcial nº 1 INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICANum. Ud Descripción Medición Precio (€) Importe (€)
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 2
2.1 ud Compendio de Medidas de Seguridad y Salud,según desglose en Estudio de Seguridad y Saludredactado como anexo y complemento delpresente proyecto. 1,00 2.855,53 2.855,53
Total presupuesto parcial nº 2 SEGURIDAD Y SALUD: 2.855,53
Presupuesto parcial nº 2 SEGURIDAD Y SALUDNum. Ud Descripción Medición Precio (€) Importe (€)
INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KW Página 3
Presupuesto de ejecución material Importe (€)
1 INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 291.157,822 SEGURIDAD Y SALUD 2.855,53
Total .........: 294.013,35
Asciende el presupuesto de ejecución material a la expresada cantidad de DOSCIENTOS NOVENTA Y CUATRO MIL TRECEEUROS CON TREINTA Y CINCO CÉNTIMOS.
Pilar de la Horadada,Diciembre de 2009.Area Infraestructuras Municipal
D. Antonio Martínez GarcíaD. Juan Fco. García Corbalan
obras publicas
Firma Anton
obras publicas
Firma Juan Francisco
1 INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA ...........................................… 291.157,822 SEGURIDAD Y SALUD ........................................................… 2.855,53Presupuesto de ejecución material 294.013,3513% de gastos generales 38.221,746% de beneficio industrial 17.640,80Suma 349.875,8916% IVA 55.980,14
Presupuesto de ejecución por contrata 405.856,03
Asciende el presupuesto de ejecución por contrata a la expresada cantidad de CUATROCIENTOS CINCOMIL OCHOCIENTOS CINCUENTA Y SEIS EUROS CON TRES CÉNTIMOS.
Pilar de la Horadada,Diciembre de 2009.Area Infraestructuras Municipal
D. Antonio Martínez GarcíaD. Juan Fco. García Corbalan
Proyecto: INSTALACION SOLAR FOTOVOLTAICA 100 KWCapítulo Importe
obras publicas
Firma Anton
obras publicas
Firma Juan Francisco
