UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA

RECUPERACIÓN ENERGÉTICA MEDIANTE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

AUTOR:

ANABELLA DRISALDI CASTRO MADRID, Junio 2006

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos Autor: Anabella Drisaldi Castro.

ÍNDICE:

I.

MEMORIA.

1. MEMORIA DESCRIPTIVA.

1.1. OBJETO…………………………………………………………2

1.2. MOTIVACIÓN Y ANTECEDENTES……………………….. .5

1.2.1. Aspectos Generales.

1.2.2. Situación energética mundial.

1.2.3. Situación energética en España.

1.2.4. Aspectos Económicos.

1.3. MARCO JURÍDICO……………………………………………16

1.3.1. General.

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos Autor: Anabella Drisaldi Castro.

1.3.2. Energía Eléctrica en Régimen Especial. R.D. 436/ 2004.

1.3.3. R.D. 1663/2000. sobre conexión de Instalaciones Fotovoltaicas a la Red de B.T.

1.3.4. Resolución Gral. Política Energética y Minas, mayo 2001.

1.4. BASES………………………………………………………..62 1.4.1. Situación.

1.4.2. Características Técnicas de los Paneles.

1.4.3. Dimensionado del Generador en Base a la Superficie Disponible (Superficie, inclinación, orientación, distancia, soportes, dimensionado).

1.5. INSTALACIÓN MECANICA…………………………………93

1.5.1. Estructuras Soporte.(Especificaciones, Sobrecargas, nieve, viento).

1.5.2. Cálculo de la Estructura.

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1.5.2.1.Cálculo Perfiles. 1.5.2.2.Tornillería y Elementos de Sujeción.

1.5.3. Sujeción de los soportes a la superficie. 1.5.3.1. Azotea. 1.5.3.2. Tejado

1.6. INSTALACIÓN ELECTRICA…………………………...…126

1.6.1. Resumen de las Instrucciones Técnicas Complementarias del Reglamento de Baja Tensión Aplicables: ITC BT. (6, 7, 16-24 y 40).

1.6.2. Elementos de la Instalación. 1.6.2.1. Campo fotovoltaico 1.6.2.2. .Inversor 1.6.2.3. Cableado

1.6.3. Protecciones. 1.6.3.1.Tipos de Dispositivos. 1.6.3.2. Cálculo de las Protecciones.

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1.6.4. Accesorios. 1.6.4.1 Armarios de conexionado y protecciones. 1.6.4.2. Bandejas.

1.6.5. Puesta a tierra.

1.6.6. Medida de la energía eléctrica. 1.6.6.1.Entorno legal 1.6.6.2. Contador

1.7. CÁLCULO DE PRODUCCIÓN ANUAL ESPERADA…….234

1.7.1. Datos de Partida.

1.7.2. Ángulos y Parámetros de Trayectoria Solar.

1.7.3. Evaluación de la Radiación Extraterrestre.

1.7.4. Evaluación de la Radiación Total sobre Superficie Inclinada.

1.7.5. Estimación de la Energía Generada.

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2. ESTUDIO ECONOMICO

2.1. INTERÉS PÚBLICO Y EMPRESARIAL DE LOS PROYECTOS DE ENERGÍAS RENOVABLES………………....269

2.2 CONDICIONES DEL ESTUDIO ECONÓMICO…….………274

2.1.1Tarifa

2.2.2 .Financiación. Convenio ICO-IDAE para el fomento de las inversiones en energías renovables.

2.2.3 Ayudas de la CAM.

2.2.4 Costes de operación.

2.3. ANÁLISIS DE RENTABILIDAD……………………………283

2.3.1 Margen operativo bruto.

2.3.2. Cálculo de la amortización del inmovilizado.

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2.3.3 Subvenciones, Ayudas y Financiación externa.

2.3.4 Cálculo del capital circulante y del disponible para la deuda.

2.3.5. Cuenta de resultados, Calculo del periodo de recuperación, VAN y TIR.

2.4. SÍNTESIS DE LA RENTABILIDAD DEL PROYECTO……299

3. IMPACTO AMBIENTAL

3.1. IMPACTO AMBIENTAL RELACIONADO CON EL FUNCIONAMIENTODE LA INSTALACIÓN..301

3.2. IMPACTOAMBIENTAL EN LA FABRICACIÓN……………………………….....302

4. ANEXOS.

4.1. TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA…….…305

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4.2. MANTENIMIENTO…………………………327 4.2.1. Módulos fotovoltaicos.

4.2.2. Inversor.

4.2.3. Cajas de conexión.

4.2.4. Camino de Cables.

4.3. SEGURIDAD LABORAL……………………330

4.4 RIESGO ELÉCTRICO…………………………334

4.5 SOLICITUDES…………………………………348

5. CONCLUSIONES.

6. BIBLIOGRAFÍA

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II.

PLANOS.

1. LISTA DE PLANOS

2. PLANOS.

III. PRESUPUESTO.

1. MEDICIONES, PRECIOS UNITARIOS Y SUMAS PARCIALES. 1.1CAMPO FOTOVOLTAICO………………...……2

1.2 INSTALACIÓN ELÉCTRICA……………...……3

1.2.1 Cableado 1.2.2 Protecciones. 1.2.3. Armarios de conexión. 1.2.4. Inversor 1.2.5. Contador

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1.3. INSTALACIÓN MECÁNICA……………..……7

1.3.1. Soportes en aluminio. 1.3.2. Fijaciones Schletter 1.3.3. Soportes de hormigón

1.4. MANO DE OBRA PARA EL MONTAJE DE LA INSTALACIÓN.9

2. TOTALES

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I. MEMORIA.

1

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2

1. MEMORIA DESCRIPTIVA. 1.1. OBJETO.

El objeto del proyecto es el dimensionado de una instalación fotovoltaica de generación dispersa ( 10 – 100 kWp ) en la cubierta del edificio de oficinas de la empresa Cemusa ( Corporación Europea de Mobiliario Urbano S.A. ) en Madrid.

El objetivo de este tipo de instalaciones es la producción de energía eléctrica para obtener un beneficio a través de su suministro a la red.

Los objetivos a cumplir son:

•

Comprobación de la viabilidad jurídica y técnica del proyecto.

•

Análisis del alcance medioambiental de la instalación.

•

Estudio de rentabilidad.

El proceso de diseño comprende las siguientes fases:

•

Dimensionado del generador fotovoltaico a partir de la superficie disponible.

Orientación e inclinación óptimas del generador para las condiciones concretas del edificio. Configuración del sistema fotovoltaico conectado a red ( asociación de módulos )

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•

3

Estimación de la energía generada .Cálculo de la producción anual esperada.

Mapas de radiación Evaluación de la radiación total absorbida por la central Modelo de evaluación de la generación de energía Pérdidas

•

Estudio de la estructura soporte.

Normativa de edificación . Sobrecargas . Resistencia de materiales . Montaje mecánico.

•

Cálculo de la instalación eléctrica

Elección del inversor adecuado para la conexión a red de forma que se consiga un aprovechamiento óptimo de le energía generada por el campo fotovoltaico . Secciones del cableado Dispositivos de protección. Puesta a tierra .

•

Estudio económico.

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Inversión . Ayudas Financiación Rentabilidad

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5

1.2. MOTIVACIÓN Y ANTECEDENTES.

1.2.1. ASPECTOS GENERALES.

El aumento de la población mundial, el crecimiento del consumo energético individual y la nueva demanda surgida de las economías emergentes ha incrementado la preocupación y empuja a la búsqueda de posibilidades que existen para hacer frente a los futuros niveles de consumo. El desarrollo de nuevas energías, los descubrimientos tecnológicos o los aumentos de la capacidad actual no consiguen igualar la velocidad de incremento de la demanda.

Otra dificultad a tener en cuenta al valorar la producción de energía necesaria para satisfacer

esta demanda,

es el deterioro del planeta provocado por la

contaminación y residuos generados en la producción energética. La gestión de residuos tóxicos o peligrosos y su coste, así como el calentamiento global provocado por el incremento de la concentración de CO2 en la atmósfera, plantean la necesidad de cambios en la producción y el consumo.

La quema de combustibles fósiles

interviene en el cambio climático. Las

reservas de combustibles fósiles económicamente recuperables actualmente, son limitadas y no soportan la intensidad de la explotación y consumo actual y por tanto no son sostenibles a largo plazo. Para no sobrepasar los límites ecológicos, la humanidad dispone de un limitado “presupuesto” o cuota de carbono para emitir a la atmósfera en forma de CO2. A este ritmo de consumo de combustibles fósiles, ese

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presupuesto se acabará en unos 30 años, sin olvidar los graves impactos medioambientales que generan la obtención y transporte de estos combustibles.

La energía nuclear plantea como inconvenientes el alto potencial de riesgo que supone su utilización y los importantes problemas que deja sin resolver, como es el almacenamiento a largo plazo de los residuos radiactivos así como su coste añadido.

Por tanto, es imprescindible y urgente reducir el consumo de energías sucias y sustituirlas por fuentes de energía limpia y renovable, además de mejorar radicalmente la eficiencia de nuestro consumo energético.

Una instalación de tecnología fotovoltaica se caracteriza por su simplicidad, silencio, larga duración, requerir muy poco mantenimiento, una elevada fiabilidad, y no producir daños al medio ambiente, en resumen lo que se traduce en un coste bajo.

1.2.2. SITUACIÓN ENERGÉTICA MUNDIAL.

Las cifras del consumo mundial de energía primaria nos muestran la gran implantación de los combustibles fósiles en el mercado energético. Esto plantea la dificultad de un profundo cambio de la estructura energética vigente si queremos mantener la capacidad actual de consumo energético y evitar a la vez las emisiones de efecto invernadero.

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Si bien es cierto que la mayoría del consumo energético es no eléctrico este proyecto se centra en la generación eléctrica mediante una tecnología menos contaminante que las más ampliamente implantadas, por lo que nos centraremos en el análisis del panorama eléctrico.

Los porcentajes de generación eléctrica mundial arrojan resultados preocupantes acerca de las posibilidades de cambios tecnológicos que produzcan la

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reducción de emisiones de CO2 y otros contaminantes derivados de las tecnologías de generación eléctrica basadas en combustibles fósiles.

Aunque la energía solar fotovoltaica sólo representa el 0,001 por ciento del suministro de energía eléctrica que satisface las necesidades de consumo en todo el mundo, se prevé un rápido y significativo crecimiento de su implantación, basado en el actual desarrollo de la tecnología y el compromiso medioambiental de los países más desarrollados. El sector fotovoltaico se sustenta en una tecnología de vanguardia y una industria puntera que en los últimos años está teniendo un crecimiento anual medio superior al 30%.

1.2.3. SITUACIÓN ENERGÉTICA EN ESPAÑA.

A nivel nacional hay que tener en cuenta que España importa el 80 % de la energía primaria y que el consumo se centra en los combustibles fósiles por lo que las emisiones de CO2 han aumentado en los últimos años por encima de los límites convenidos en el Protocolo de Kyoto .

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Al no poder cumplir con las reducciones esperadas mediante la firma de este convenio, los derechos de emisión o multas que deberán pagarse cuando entre en vigor en el 2012 podrán redundar en un aumento del coste de generación.

Las emisiones a la atmósfera de gases que provocan el efecto invernadero volvieron a crecer el pasado año y superan el 45,6 por ciento la cantidad de 1990, lo que sitúa a España como el país de la UE más alejado de los objetivos del Protocolo de Kyoto de lucha contra el cambio climático

Los primeros indicadores apuntan que el presente año va "francamente mal" y se augura que las emisiones se situarán al final de ejercicio por encima del 50 por ciento respecto al año 1990 (año de referencia del Protocolo), cuando España, según este acuerdo internacional, sólo podría sobrepasar sus emisiones en un 15 por ciento. El Gobierno confía en que el Plan Nacional de Asignaciones (NA) sirva para que al final de esta década España sólo supere los niveles de 1990 en un 24 por ciento. Para conseguir el objetivo del 15 por ciento, el Ejecutivo prevé reducir las emisiones en un 2 por ciento gracias a los sumideros (efecto de absorción del CO2 de los

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bosques), y acudir a los mecanismos de flexibilidad previstos en el Protocolo -entre ellos la compra de derechos de emisión a terceros países- para compensar el 7 por ciento

restante.

El director general de Operación de Red Eléctrica de España, Alberto Carbajo, ha defendido que el 'mix' energético se debe mantener en España de cara al futuro en un reparto equilibrado para garantizar el suministro a la población y, de esta forma, contar en el futuro con un 25 por ciento de origen hidroeléctrico, otro 25 por ciento de energías renovables, otro 25 por ciento de energía nuclear y otro tanto de térmica. "Esto llevaría a no tener tanta dependencia energética, a que se pudiera cumplir el compromiso de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y a que el coste de la electricidad no sufriera los vaivenes por la evolución del crudo",

Aunque España es el segundo país con mayor potencia instalada, la energía eólica presenta complicaciones para la red por las fluctuaciones del viento y es necesario contar con una reserva de energía firme (ciclo combinado, carbón y centrales nucleares) para que en caso de que no haya las condiciones meteorológicas idóneas se siga manteniendo el suministro.

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En diciembre de 1999, y en sintonía con la UE, el Gobierno aprobó un Plan de Fomento de Energías Renovables (revisado por el Plan de Energías Renovables en España 2005-2010, de 21 de Julio de 2005), que recoge las estrategias relevantes necesarias para que el crecimiento de cada una de las áreas de energías renovables pueda cubrir, en su conjunto, cuando menos el 12% del consumo de energía primaria en el año 2010. La tecnología va mejorando y, a corto plazo, resultará posible aumentar la presencia de la energía procedente de fuentes renovables en el sistema energético español, reducir los problemas de operación del sistema y limitar la necesidad de incorporar nueva potencia convencional de generación. Pero para todo ello es imprescindible ofrecer a los agentes señales eficientes que les permitan incluir todos estos avances tecnológicos.

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1.2.4. ASPECTOS ECONOMICOS.

La generación de energía eléctrica mediante sistemas fotovoltaicos conlleva ciertos inconvenientes y barreras como cualquier tecnología al principio de su curva de aprendizaje. -La producción de los módulos es muy costosa (6€/KWp instalado) así como la electricidad que producen (45 c€/KWh) -Tiene un factor de carga todavía muy bajo (Un 17% típico en un lugar soleado como España), frente al 90-95% de las fósiles o nucleares. -Aunque más estable que la energía eólica la tecnología fotovoltaica también presenta problemas de abastecimiento en función del periodo horario o estacional y dificultades de almacenamiento.

Sin embargo se espera que en el medio plazo haya una reducción importante de costes debido a una mejora de la eficiencia de las tecnologías actuales, a la optimización de los procesos de fabricación, a la aplicación de economías de escala y al desarrollo de nuevas tecnologías

Si analizásemos las externalidades de otras tecnologías de producción eléctrica habría que tener en cuenta los costes derivados del muy posible incremento de temperatura , como consecuencia de la emisión del dióxido de carbono de las centrales térmicas convencionales y su influencia en el efecto invernadero, sin

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despreciar, evidentemente las emisiones de óxidos de azufre, óxidos de nitrógeno, de partículas, etc.

Es necesario cuantificar el efecto del agotamiento de los combustibles fósiles a lo largo del presente siglo, lo cual constituye uno de los más grandes caracteres de insostenibilidad de nuestro modelo de desarrollo. Estas externalidades de momento no cuantificadas también se pueden llegar a reflejar en costes directos.

En el 2012 , año de puesta en práctica del protocolo de Kyoto será necesario que España adquiera 100 millones de toneladas de dióxido de carbono al año en los

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mercados internacionales (a un precio de unos cinco euros por tonelada) para cumplir sus compromisos .

Al ser España es uno de los países con una mayor dependencia energética del exterior, esta situación se traduce en mayores riesgos inflacionistas y desequilibrios macroeconómicos, en especial en un escenario de altos precios del petróleo.

El impacto medioambiental y su gran repercusión social, es otro factor a contar cuando analizamos el almacenamiento de los residuos procedentes de centrales nucleares. En España los residuos de baja y media actividad son entregados a Enresa y posteriormente almacenados en el centro de El Cabril (Córdoba), mientras que los combustibles irradiados están siendo almacenados, hasta el momento, en las piscinas de las plantas nucleares que los originan, a la espera de que los procesos de investigación actualmente desarrollados permitan bien su almacenamiento en un único cementerio nacional o incluso europeo, o bien su tratamiento mediante transmutación atómica para desactivarlo o convertirlo de nuevo en combustible aprovechable.

Teniendo en cuenta lo referido con anterioridad

podríamos afirmar que

ninguna fuente de energía es absolutamente inocua. En el caso de la fotovoltaica, aunque su uso no origina ningún impacto, la fabricación de las células requiere un elevado consumo energético, recuperado en un par de años de funcionamiento, y el

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uso de elementos tóxicos, por lo que los fabricantes deben reducir el consumo de esos compuestos, reutilizarlos y reciclarlos siempre que sea posible, y evitar el vertido incontrolado de sus residuos. A pesar de esto, considerando el ciclo de vida completo de la tecnología solar fotovoltaica (desde la extracción de la materia prima hasta el final de su vida útil) el impacto sobre la naturaleza es incomparablemente menor que las tecnologías basadas en combustibles fósiles o nucleares.

En lo referente al interés económico que esta tecnología pueda suscitar a inversores particulares hay que destacar el establecimiento normativas y ayudas que priman el vertido a la red de toda la energía generada con sistemas fotovoltaicos, y que subvencionan a los titulares de este tipo de instalaciones.

El Plan de Energías Renovables del Estado pretende fomentar la implantación de las energías renovables mediante el establecimiento de primas, ayudas y acuerdos de financiación. En concreto es especialmente interesante el establecimiento de la obligación de la compañía eléctrica de comprar la energía fotovoltaica a una tarifa 5,75 veces superior a la TMR durante los primeros 25 años ( RD 436 )

Por último

señalar que el aumento anual de la tarifa eléctrica como

consecuencia de la aplicación del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 se estima en un 0,6%, este Plan prevé una inversión total de 23.598 millones de euros en este período.

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1. 3. MARCO JURÍDICO.

1.3.1. GENERAL.

Hemos estudiado

la legislación vigente aplicable a fin de comprobar la

viabilidad de desarrollo del proyecto. Las Leyes, Reales Decretos y otros documentos que afecten directamente a la producción de energía eléctrica mediante sistemas fotovoltaicos establecerán

las condiciones de instalación, así como el régimen

económico al que queden suscritas.

Esta legislación, así como la de los planes y programas que fomentan la implantación de tecnologías de generación eléctrica a partir de fuentes renovables, tiene como fin

reducir nuestra tasa de dependencia energética del exterior, mejorar la

eficiencia y disminuir la aportación al consumo de las fuentes energéticas vinculadas a los combustibles fósiles, habiéndose fijado como objetivo que en el año 2010 el 12% de la energía primaria consumida en España sea de origen renovable.

Se asume así también el cumplimiento de compromisos supranacionales, tanto en relación con las políticas de la Unión Europea, como con otros organismos y protocolos internacionales.

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A partir de la década de los ochenta, en Europa, se ha desarrollado una intensa actividad normativa en la materia, haciendo más evidente la relación entre el incremento de producción industrial, el consumo de energía y la protección ambiental. A finales de 1997, fue adoptado por la Comisión Europea “El Libro Blanco de las Energías Renovables”, cuyo objetivo es definir las líneas de actuación para que las energías renovables lleguen a representar el 12% de la energía primaria consumida en la Unión Europea en el año 2010.

En España, con unos datos conservadores frente a sus posibilidades reales, se prevé pasar de los 27 MWp actualmente instalados a más de 135 MWp para el año 2010. El marco de referencia para cumplir estas previsiones viene establecido por la Ley del Sector Eléctrico 54/1997, cuyo principal objetivo es la liberalización del sector eléctrico en España, el Real Decreto 1663/2000 de 29 de septiembre, la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas (BOE de 21 de mayo de 2001), y el Plan de Fomento de las Energías Renovables y elaborado en su día por la Secretaría de Estado de Industria y Energía del Ministerio de Economía y el Instituto para la Diversificación y Ahorro Energético – IDAE, y recientemente el importante Real Decreto 436/2004 de 12 de marzo que sustituye al RD 2818/1998.

El Consejo de Ministros, de 30 de diciembre de 1999, aprobó, en cumplimiento de la disposición transitoria decimosexta de la Ley del Sector Eléctrico, el Plan de Fomento de las Energías Renovables para el periodo 2000/2010 plasmando el

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compromiso del Gobierno español con el desarrollo del aprovechamiento energético de los recursos renovables.

Los objetivos del Plan, establecidos de acuerdo con la referida Ley 54/1997, señalan que en el año 2010, España deberá alcanzar el 12% del total de su demanda de energía con fuentes renovables, lo que supone que más del 17% de la electricidad se generará con energías renovables, y duplicar la participación de este tipo de recursos energéticos, respecto a la existente en 1998.

Se da respuesta a una serie de compromisos internacionales adquiridos por el Estado Español en el marco del Protocolo de Kyoto y de conformidad con las directrices contempladas en el “Libro Blanco de las Energías Renovables” de la Unión Europea.

El objetivo que el Plan de Fomento fija, en concreto, para el sector de la energía solar fotovoltaica es: -Nuevas instalaciones aisladas: 20 MWp -Nuevas instalaciones conectadas a la red: 115 MWp - Total: 135 MWp

™ Como legislación aplicable a instalaciones fotovoltaicas debemos destacar:

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•

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Ley 54 /19997, del Sector eléctrico.

Tiene como fin establecer la regulación del sector eléctrico con el objetivo de garantizar el suministro eléctrico, su calidad y que se realice al menor coste posible. En el capítulo II se establecen las condiciones de producción eléctrica en régimen especial , dentro del cual se incluye la tecnología fotovoltaica como energía renovable no consumible.

•

Real Decreto 1663 / 2000, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a red de baja tensión.

Dicho RD se encuentra resumido en el apartado 1.2

•

RD 2106/2001, en el cual se especifica el contrato tipo y el modelo de factura entre el vendedor y la compañía que adquiere la energía eléctrica generada.

Resumido en el apartado 1.3.

•

RD 385/2002, en el cual se establecen las características de los puntos de medida de consumo y tránsitos de energía eléctrica.

•

RD 436 / 2004, por el que se establece el régimen jurídico y económico de producción de energía eléctrica en régimen especial.

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Parte de la diferenciación de las instalaciones de producción que conforman el régimen especial, las cuales gozan de cierta singularidad jurídica y económica frente a las instalaciones de producción integrantes del régimen ordinario. Su objeto es unificar la normativa de desarrollo de la Ley 54 / 1997 en lo que se refiere a la producción en régimen especial, en particular en lo referente al régimen económico de estas instalaciones. Se encuentra resumido en el apartado 1.1

™ Desde el punto de vista del régimen económico ; además de las tarifas , primas e incentivos dispuestos en el RD 436 / 2004 , tendremos en cuenta:

•

Ayudas y Subvenciones Públicas por parte de la Comunidad de Madrid.

Orden 98/2005, de 13 de enero, de la Consejería de Economía e Innovación Tecnológica, por la que se regula la concesión de ayudas para la promoción de las energías renovables y el ahorro y la eficiencia energética para el periodo 2005-2007.

En el caso de la solar fotovoltaica (sistemas aislados o sistemas conectados a red de más de 5 kWp, o de potencia inferior que tengan carácter demostrativo) la cuantía de las ayudas será: 4 euros/Wp en sistemas aislados, 2 euros/Wp en sistemas conectados a red.

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Los

requisitos

para

solicitar

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dichas

ayudas

serán:

- Realizar la inversión en el ámbito territorial de la Comunidad de Madrid. - No tener deudas contraídas con la Comunidad de Madrid en período ejecutivo de pago, salvo que estuvieran debidamente garantizadas.

•

Plan de Fomento de las Energías Renovables (PER).

El plan de fomento de las energías renovables en España 2000-2010 establece unos objetivos por áreas que permitan alcanzar, en el año 2010, el objetivo de que las fuentes energía renovables cubran como mínimo el 12% de la demanda total de la energía primaria

Las medidas que se plantean en el área de solar fotovoltaica están dirigidas a salvar las barreras de carácter económico, tecnológico, normativo y social.

El principal apoyo público requerido por esta área es la retribución vía primas. El valor acumulado de las primas a percibir entre 2005 y 2010 por las instalaciones fotovoltaicas puestas en marcha ene ese periodo asciende a 499,4 millones de euros y el importe anual en 2010 de las primas asociadas a las nuevas instalaciones se sitúa en 200,8 millones de euros.

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•

22

Línea ICO-IDAE de energías renovables y eficiencia energética año 2005.

Tiene como objetivo financiar las inversiones destinadas a la mejora de la eficiencia energética y al fomento de las energías renovables. Dentro de la línea existe un apartado para proyectos de inversión en energía fotovoltaica (Anexo I , tipología S.7)

Las condiciones de financiación del ICO y el importe de las ayudas directas al préstamo del IDAE se concretan en el estudio económico

™ En cuanto a la normativa técnica aplicable al diseño de la instalación:

•

Pliego de condiciones técnicas de instalaciones conectadas a red del I.DA.E.

Elaborado por el Departamento de Energía Solar del Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético. Su objetivo es establecer las condiciones técnicas que deben adoptarse para poder acceder a la convocatoria de ayudas para la promoción de instalaciones de energía solar fotovoltaica en el ámbito del Plan de Fomento de las Energías Renovables. Es de aplicación a todas las instalaciones solares fotovoltaicas destinadas a la producción de electricidad para ser vendida en su totalidad a la red de distribución.

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•

23

Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

Será de aplicación en el diseño de la instalación eléctrica de nuestro generador, debido a las condiciones específicas de generación. Dicho Reglamento tiene por objeto establecer las condiciones técnicas y garantías que deben reunir las instalaciones eléctricas conectadas a una fuente de suministro en los límites de baja tensión, con la finalidad de:

- Preservar la seguridad de las personas y los bienes.

-Asegurar el normal funcionamiento de dichas instalaciones, y revenir las perturbaciones en otras instalaciones y servicios.

- Contribuir a la fiabilidad técnica y a la eficiencia económica de las instalaciones. •

Normas

Tecnológicas

de

la

Edificación.

N.T.E.

Norma Básica de la Edificación. NBE – AE /88. Acciones en la edificación.

A aplicar en el diseño de la estructura soporte de los módulos.

Sobrecargas de viento y nieve. •

Norma Básica de la Edificación. NBE- AE / 95. Estructuras de acero en edificación.

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A aplicar en el cálculo de las solicitaciones de la tornillería de acero de la estructura soporte.

1.3.2. ENERGIA ELECTRICA EN REGIMEN ESPECIAL. R. D. 436/2004 DE 12 DE MARZO (Ministerio de Economía).

Este Real Decreto es aplicable a todas las instalaciones de producción mediante cogeneración (categoría a), que utilicen como energía primaria las energías renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante (categoría b), que utilicen residuos con valoración energética como energía primaria (categoría c), o instalaciones que utilicen la cogeneración para el tratamiento y reducción de residuos de los sectores agrícolas (categoría d). Dentro de la categoría b, en el grupo b1, se incluyen las instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar, y dentro de este grupo está el subgrupo b.1.1. que son las instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la solar fotovoltaica (Artículo 2 ).

El RD 436/2004 deroga al RD 2818/1998 de 23 de diciembre por el que se había dirigido hasta ahora el régimen jurídico y económico de la actividad de producción de la energía solar fotovoltaica

™ Objetivos y ámbito del Real Decreto en lo relativo a la energía solar fotovoltaica.

El Real Decreto 436/2004 (en adelante RD) tiene dos objetivos fundamentales:

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1. Actualizar y refundir el régimen jurídico que afecta a la energía solar fotovoltaica. 2. Establecer un régimen económico objetivo y duradero para esta energía.

™ Potencia de la instalación.

La potencia nominal de la instalación fotovoltaica será la del inversor en su parte de corriente alterna. A efectos de la consideración de potencia para la determinación del régimen económico se considerarán que pertenecen a una única instalación, las instalaciones que viertan su energía a un mismo inversor con tensión de salida igual a la de la red de distribución. En el caso de ser varios los inversores de un titular que conecten a un mismo punto (misma red de distribución alimentada desde un mismo transformador), se considerará la potencia de la instalación como la suma de las potencias de los inversores de ese titular. Por el contrario, si son de distintos titulares, la potencia de la instalación será la del inversor o suma de inversores de cada titular (Artículo 3). Coherente con lo anterior, cuando varias instalaciones de producción en régimen especial compartan conexión, la energía medida se asignará a cada instalación (Artículo 21).

™ Competencias administrativas.

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La autorización administrativa para la construcción, modificación y reconocimiento de instalación acogida al régimen especial corresponde a los órganos de las Comunidades Autónomas con competencia en la materia. Este RD establece que, en caso de que la Comunidad Autónoma en donde estuviesen ubicadas las instalaciones no contase con competencias en la materia, o dichas instalaciones estuviesen ubicadas en más de una Comunidad, la autorización citada correspondería a la Dirección General de Política Energética y Minas del antiguo Ministerio de Economía (Artículo 4, 5 y 6)

™ Procedimiento y tramitación de solicitudes.

Los titulares o explotadores de las instalaciones de producción que pretendan acogerse al régimen especial deberán solicitar la inclusión de la misma ante la Administración competente acreditando, además del tipo de instalación, las principales características técnicas y de funcionamiento. (Artículo 7 y 8).

™ Registro Administrativo.

Las instalaciones solares fotovoltaicas deberán ser inscritas obligatoriamente en el “Registro Administrativo de Instalaciones de Producción en Régimen Especial” dentro del Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica a que se refiere el artículo 2.1.4 de la Ley del Sector Eléctrico 54/1997, dependiendo del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo (anteriormente de Economía). Esta sección

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permitirá el adecuado seguimiento al Régimen Especial, y específicamente la gestión y el control de la percepción de los incentivos y primas, tanto en lo relativo a la potencia instalada, como a la evolución de la energía producida, la energía cedida a la red y la energía utilizada. (Artículo 9).

Sin perjuicio de lo previsto anteriormente, las Comunidades Autónomas gestionarán los correspondientes registros territoriales, con la adecuada coordinación entre ellas y la propia Dirección General del Ministerio de Industria (Artículo 10). La inscripción en este Registro constará de dos fases: una previa y una definitiva.

Inscripción previa (Artículo 11):

Se producirá de oficio, una vez que haya sido otorgada por la Comunidad Autónoma la condición de instalación de producción acogida al Régimen Especial. Con este objeto la Comunidad Autónoma competente deberá dar traslado en el plazo de un mes de esta resolución o de la inscripción de la instalación en el registro autonómico, a la Dirección General de Política Energética y Minas. La formalización de la inscripción, dará lugar a un número de identificación en el registro que será comunicado a la Comunidad Autónoma, para que ésta proceda a su notificación al interesado. La notificación será efectuada por la propia Dirección General de Política Energética y Minas, cuando ésta resulte competente. Esta inscripción previa

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será cancelada si en el plazo de dos años desde su notificación al interesado, éste no ha solicitado la inscripción definitiva (Artículo 13).

Inscripción definitiva (Artículo 12):

Se dirigirá al órgano correspondiente de la Comunidad Autónoma competente, o en su caso, a la Dirección General de Política Energética y Minas. Será acompañada del contrato firmado con la empresa distribuidora. Esta solicitud podrá presentarse simultáneamente con la solicitud del acta de puesta en marcha de la instalación. La Comunidad Autónoma competente deberá comunicar en el plazo de un mes la resolución por la que se le otorga dicha condición, o bien proporcionar los datos para que la inscripción sea efectuada en el registro de la Dirección General de Política Energética y Minas, por ser este organismo el que tenga la competencia. En este caso, la inscripción definitiva será comunicada a la Comunidad Autónoma, para que ésta proceda a su notificación al solicitante y a la empresa distribuidora.

La inscripción definitiva de la instalación será necesaria para la aplicación, a dicha instalación, del régimen económico regulado en este RD (Artículo 15). La energía eléctrica que pudiera haberse vertido a la red con anterioridad a la inscripción definitiva en el Registro, como consecuencia del funcionamiento en pruebas, será retribuida al 50% de la tarifa media de referencia de ese año. Dicho funcionamiento en pruebas

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deberá ser autorizado previamente, y su duración no será superior a tres meses (Artículo 15).

™ Actualización de la documentación.

Los titulares de las instalaciones inscritas en el registro citado con anterioridad, han de realizar periódicamente una actualización de la documentación. Para ello deberán enviar durante el primer trimestre de cada año, al órgano que autorizó la instalación, una memoria resumen según formato que indica el propio RD (Artículo 14 y Anexo IV).

™ Cancelación.

La cancelación de la inscripción en el Registro procederá en caso de cese de la actividad como instalación de producción en régimen especial, revocación por el órgano competente del reconocimiento como instalación acogida al régimen especial o por revocación de la autorización de la instalación (Artículo 16).

™ Contrato con la empresa distribuidora (Artículo 17).

El titular entregará la energía eléctrica que produzca a la empresa distribuidora más próxima (Artículo 21). El titular de la instalación de producción acogida al régimen especial y la empresa distribuidora suscribirán un contrato, según el modelo establecido

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en la Resolución de 31 de mayo 2001 de la actual Dirección General de Política Energética y Minas, que tendrá una duración mínima de 5 años, y que incluirá como mínimo: - El punto de conexión y medida, indicando las características de los equipos de control, conexión, seguridad y medida. - Características de la energía cedida (potencia, previsiones de producción, consumo, venta, compra, etc.). - Causas de rescisión o modificación del contrato. - Condiciones económicas. - Condiciones de explotación de la interconexión. - Cobro de la energía entregada por el titular a la distribuidora, que deberá producirse dentro de los treinta días posteriores a la emisión de la factura correspondiente. Transcurrido este plazo comenzarían a devengarse intereses de demora, que serían el interés legal del dinero incrementado 1,5 puntos.

La empresa distribuidora tendrá la obligación de suscribir este contrato en el plazo de un mes a partir de la definición del punto y condiciones de conexión. La factura de energía eléctrica cedida a la empresa distribuidora y que reflejará la totalidad de la energía producida por la instalación FV, podrá realizarse mensualmente, en el modelo aprobado por la Dirección General de Política Energética y Minas en la mencionada Orden.

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™ Condiciones de la conexión a la red (Disposición transitoria tercera).

La potencia total de la instalación FV conectada a la línea no superará el 50% de la capacidad de la línea en el punto de conexión, definida como la capacidad térmica de diseño de la línea en dicho punto y del 50% de la capacidad del transformador de distribución de la red a la que conecta.

El titular solicitará el punto y condiciones de conexión que a su juicio sean los más apropiados, y el punto final de conexión se establecerá de mutuo acuerdo entre el titular y la empresa distribuidora (Disposición transitoria tercera, punto 2). Esta redacción del RD 436/2004 supone más flexibilidad que la redacción anterior, artículo 22 del RD 2818/98 que indicaba explícitamente que la medida se efectuaría inmediatamente antes del límite de conexión con la empresa distribuidora.

Así pues, el titular solicitará a la empresa distribuidora el punto que considere más apropiado, y la empresa distribuidora notificará al titular la aceptación en el plazo de un mes o justificará otras alternativas. El titular en caso de no aceptar las alternativas, solicitará al órgano competente de la Comunidad Autónoma la resolución de la discrepancia, que deberá producirse en el plazo máximo de tres meses. Los gastos de las instalaciones necesarias para la conexión serán a cargo del titular de la instalación de producción.

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La energía suministrada a la red de la empresa distribuidora deberá tener un factor de potencia cercano a la unidad (>0,9).

La instalación deberá contar con un equipo de medida de energía eléctrica que pueda permitir su facturación y control de acuerdo con este RD. Si la medida se efectúa con una configuración que incluya el cómputo de pérdidas de energía, el titular y la empresa distribuidora deberán establecer un acuerdo para cuantificar dichas pérdidas, acuerdo que deberá quedar reflejado en el contrato (Artículo 21).

Si el órgano competente apreciase circunstancias en la red de la empresa distribuidora adquirente que impidieran técnicamente la absorción de la energía producida, fijará un plazo para subsanarlas.

Los gastos de las modificaciones en la red serán a cargo del titular de la instalación FV, salvo que no fuesen para su uso exclusivo, en cuyo caso correrán a cargo de ambas partes de mutuo acuerdo. En caso de discrepancias resolverá el órgano de la Administración competente.

Los titulares que tengan sistemas en paralelo conectados a la red general, lo harán en un solo punto, salvo circunstancias justificadas y autorizadas por la Administración competente en cada CC. AA. Aún cuando se trate de titulares distintos, siempre que sea

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posible se procurará que varias instalaciones productoras utilicen las mismas instalaciones de evacuación de la energía eléctrica.

™ Otros derechos y obligaciones de los titulares (Artículo 18 y 19).

Los titulares de las instalaciones FV tendrán los siguientes derechos: - Conectar en paralelo su sistema a la red de la compañía eléctrica distribuidora. - Transferir al sistema a través de la compañía distribuidora de electricidad toda su producción de energía eléctrica FV, siempre que técnicamente sea posible su absorción por la red, y percibir por ello los incentivos o prima previstos en el RD. Los titulares de las instalaciones FV tendrán las siguientes obligaciones: - Entregar toda la energía en las condiciones técnicas apropiadas para no producir trastornos en el normal funcionamiento del sistema. - Si la instalación es superior a 10 MW y no optan por acudir al mercado, se deberá comunicar a la distribuidora a partir del 1 de enero de 2005, una previsión de la energía eléctrica que se cederá a la red en los 24 periodos de cada día con al menos 30 horas de anticipación al inicio de ese día.

™ Régimen económico.

Para las instalaciones de hasta 100 kW, la retribución del kWh cedido a la red durante los primeros 25 años de vida de la instalación, será del 575% de la Tarifa

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Media Regulada (TMR) y 460% de la TMR durante el resto de la vida de la instalación (Art. 22.1.a y Art. 33), es decir se retribuirá por un precio fijo o tarifa regulada.

Para las instalaciones mayores de 100 kW, la retribución que obtienen los productores por la cesión de energía puede ser de dos formas, a elección del titular, con posibilidad de cambiar si se cambia de opinión: -La primera forma es como la anterior, un precio por el kWh cedido fijo (tarifa regulada) (Art. 22.1.a y Art. 33) del 300% de la TMR, los primeros 25 años, y 240% de la TMR durante el resto de la vida dela instalación. -La segunda es acudir al mercado eléctrico (Art. 22.1.b y Art. 33), en cuyo caso se retribuiría al Precio de Venta de la Electricidad (PVE) más una prima del 250% de la TMR más un incentivo del 10% de la TMR durante 25 años, y durante el resto de la vida de la instalación, se retribuiría al PVE más una Prima del 200% de la TMR más un incentivo del 10% de la TMR.

La TMR para el año 2004 la indica el propio RD y era de 7,2072 céntimos de Euro (Disposición adicional sexta).

Estas condiciones pueden cambiar cuando se hayan instalado en España 150 MW en energías renovables o de régimen especial (Art. 33), así mismo se revisará la retribución, incentivos y primas, el 31 de diciembre de 2006, y cada cuatro años a partir de esta fecha. Si las condiciones se revisan, entrarán en vigor el 1 de enero del segundo

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año posterior al año de la revisión, sin retroactividad para las instalaciones ya instaladas antes de este 1 de enero (Art. 40).

™ Vigencia. Este Real Decreto entró en vigor el día 28 de marzo de 2004.

1.3.3. REAL DECRETO 1663/2000 DE 29 DE SEPTIEMBRE DE 2000. Sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión.

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico establece los principios de un nuevo modelo de funcionamiento basado en la libre competencia, impulsando también el desarrollo de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial.

El Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración, desarrolla la Ley en este aspecto, estableciendo un nuevo marco de funcionamiento para este tipo de fuentes energéticas, entre las que se encuentra la energía solar fotovoltaica. En ese Real Decreto se recogen, entre otros aspectos, el procedimiento de inclusión de una instalación de producción de energía eléctrica en el régimen especial, su régimen económico o las condiciones de entrega de la energía eléctrica producida en esas instalaciones. En relación con el funcionamiento y

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conexión a las redes eléctricas, se establece en el artículo 20.1 que las instalaciones que únicamente

utilicen

como

energía

primaria,

energía

solar,

tendrán

normas

administrativas y técnicas para el funcionamiento y conexión a las redes eléctricas específicas respecto de las restantes instalaciones de régimen especial, respetando, en todo caso, los criterios generales que allí se recogen.

De acuerdo con ello, el objeto de la presente disposición es efectuar el desarrollo de la Ley 54/1997, mediante el establecimiento de las condiciones administrativas y técnicas básicas de conexión a la red de baja tensión de las instalaciones solares fotovoltaicas, teniendo en cuenta sus especiales características y con la finalidad de establecer una regulación específica que permita el desarrollo de esa actividad.

Por último en esta norma se declara el carácter básico de la misma, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 149.1.25ª de la Constitución que atribuye al Estado la competencia para dictar las bases del régimen minero y energético.

™ Ámbito de aplicación.

El presente Real Decreto será de aplicación a las instalaciones fotovoltaicas de potencia nominal no superior a 100 kVA y cuya conexión a la red de distribución se efectúe en baja tensión. A estos efectos, se entenderá por conexión en baja tensión aquélla que se efectúe en una tensión no superior a 1 kV.

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™ Definiciones.

A los efectos del presente Real Decreto, se entenderá por:

- Instalaciones fotovoltaicas: aquéllas que disponen de módulos fotovoltaicos (FV) para la conversión directa de la radiación solar en energía eléctrica, sin ningún tipo de paso intermedio. - Instalaciones fotovoltaicas interconectadas: aquéllas que normalmente trabajan en paralelo con la red de la empresa distribuidora. - Línea y punto de conexión y medida: la línea de conexión es la línea eléctrica mediante la cual se conectan las instalaciones fotovoltaicas con un punto de la red de la empresa distribuidora o con la acometida del usuario, denominado punto de conexión y medida. - Interruptor automático de la interconexión: dispositivo de corte automático sobre el cual actúan las protecciones de la interconexión. -

Interruptor general: dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar la

instalación fotovoltaica de la red de la empresa distribuidora. - Potencia de la instalación fotovoltaica o potencia nominal: es la suma de la potencia de los inversores que intervienen en las tres fases de la instalación en condiciones nominales de funcionamiento.

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A los efectos de lo previsto en el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración, y en el Decreto 2413/1993, de 20 de septiembre por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, la potencia nominal será considerada como potencia instalada. - Titular de la instalación: Persona física o jurídica que ostenta legalmente los derechos y obligaciones derivados de la inclusión de la instalación en el régimen especial de producción de energía eléctrica, pudiendo ser, de acuerdo con el Real Decreto 2818/1998, el propietario, el arrendatario o el titular de cualquier otro derecho que le vincule con la explotación de la instalación.

Los instaladores autorizados para las instalaciones a que se refiere este Real Decreto, así como el procedimiento para la obtención del correspondiente certificado de profesionalidad, son los regulados en el Real Decreto 2224/1998, de 16 de octubre, por el que se establece el certificado de profesionalidad de la ocupación de instalador de sistemas fotovoltaicos y eólicos de pequeña potencia, sin perjuicio de la normativa autonómica que resulte de aplicación. En tanto no se desarrolle el Real Decreto 2224/1998 se aplicará el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, aprobado por Decreto 2413/1973, de 20 de septiembre. (El citado R.D. 2224/1998 a que se refiere, ha quedado ya desarrollado mediante el nuevo R.D. 1506/2003, de 28 de noviembre, por el que se establecen las directrices de los certificados de profesionalidad ).

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™ Solicitud.

El titular de la instalación o, en su caso, el que pretenda adquirir esta condición, solicitará a la empresa distribuidora el punto y condiciones técnicas de conexión necesarias para la realización del proyecto o documentación técnica de la instalación, según corresponda en función de la potencia instalada.

La solicitud se acompañará de la siguiente información: - Nombre, dirección, teléfono u otro medio de contacto. - Situación de la instalación. - Esquema unifilar de la instalación, que podrá tomar como base el recogido en el anexo de este Real Decreto. - Punto propuesto para realizar la conexión. - Características técnicas de la instalación entre las que se incluirá la potencia pico del campo de paneles y potencia nominal de la instalación; descripción, modos de conexión y características del inversor o inversores; y descripción de los dispositivos de protección y elementos de conexión previstos. En el caso de que resulte necesaria la presentación de alguna documentación adicional, la empresa distribuidora la solicitará en el plazo de 10 días a partir de la recepción de la solicitud, justificando la procedencia de tal petición.

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™ Determinación de las condiciones técnicas de la conexión.

1. En el plazo de un mes a partir de la recepción de la solicitud, la empresa distribuidora notificará al solicitante su propuesta relativa a las condiciones de conexión, incluyendo, al menos, los siguientes extremos: - Punto de conexión y medida propuesto. - Tensión nominal máxima y mínima de la red en el punto de conexión. - Potencia de cortocircuito esperada en explotación normal en el punto de conexión. - Potencia nominal máxima disponible de conexión en ese punto, en relación con la capacidad de transporte de la línea o, en su caso, con la capacidad de transformación del centro de transformación. - En el caso de que el punto de conexión y medida para la cesión de energía por parte del titular de la instalación sea diferente del de recepción, informe justificativo de esta circunstancia.

2. En el caso de que la potencia nominal máxima disponible de conexión sea inferior a la potencia de la instalación fotovoltaica, la empresa distribuidora deberá determinar los elementos concretos de la red que precisa modificar para igualar ambas potencias. Los gastos de las modificaciones irán a cargo del titular de la instalación, salvo que no fueran exclusivamente para su servicio, en cuyo caso se repartirían de mutuo acuerdo. En caso de discrepancia la Administración competente resolverá en un plazo máximo de tres meses desde que le fuera solicitada su intervención.

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3. Si la empresa distribuidora no efectuase la notificación en plazo a que se refiere este artículo, el interesado podrá solicitar la intervención de la Administración competente que procederá al requerimiento de la remisión de los datos mencionados. La Administración competente dará traslado de esta información al titular de la instalación. La falta de requerimiento de los datos solicitados en un plazo de quince días a partir de la notificación de su reclamación por parte de la Administración competente podrá considerarse infracción administrativa, de acuerdo con los artículos 60.11 y 61.1 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

4. La propuesta efectuada por la empresa distribuidora sobre el punto y condiciones de conexión, mantendrá su vigencia durante el plazo de un año desde la fecha de notificación al titular de la instalación.

5. En caso de disconformidad con las condiciones propuestas por la empresa distribuidora, el solicitante podrá, de acuerdo con el artículo 20.2 del Real Decreto 2818/1998, dirigirse a la Administración competente para que ésta proceda a la resolución de la discrepancia estableciendo las condiciones que las partes habrán de respetar. La resolución deberá producirse en el plazo máximo de tres meses a contar desde que le fuera solicitada.

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Para la resolución del conflicto se atenderá preferentemente al criterio de originar el menor coste posible al titular de la instalación, cumpliendo los requisitos técnicos establecidos.

™ Celebración del contrato.

1. El titular de la instalación y la empresa distribuidora suscribirán un contrato por el que se regirán las relaciones técnicas y económicas entre ambos. El modelo de contrato tipo será el establecido por la Dirección General de Política Energética y Minas, de acuerdo con lo previsto en el artículo 17 del Real Decreto 2818/1998.

2. Una vez acordado el punto y las condiciones de conexión, la empresa distribuidora tendrá la obligación de suscribir este contrato en el plazo máximo de un mes desde que para ello fuese requerida por el solicitante.

3. Cualquier discrepancia sobre el contrato que se vaya a suscribir, será resuelta por la Administración competente en el plazo máximo de un mes, desde la solicitud de intervención de una de las partes.

™ Conexión a la red y primera verificación.

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1. Una vez superadas las pruebas de la instalación realizadas por el instalador autorizado, éste emitirá un boletín de características principales de la instalación y de superación de dichas pruebas. Si para la realización de pruebas fuera necesaria conectar la instalación fotovoltaica a la red, esta conexión tendrá carácter provisional debiéndose comunicar a la empresa distribuidora.

2. Una vez realizada la instalación, suscrito el contrato y tramitado el boletín de superación de las pruebas de la instalación, el titular de la instalación podrá solicitar a la empresa distribuidora la conexión a la red, para lo que será necesaria la presentación del boletín.

3. La empresa distribuidora podrá realizar en cualquier momento una primera verificación en aquellos elementos que afecten a la regularidad y seguridad de suministro, por la que percibirá del titular de la instalación, el pago de los derechos previstos en la normativa vigente.

4. Transcurrido un mes desde la solicitud de conexión a la red sin que se opongan reparos por la empresa distribuidora, el titular de la instalación podrá efectuar la conexión con la red de distribución.

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5. La empresa distribuidora remitirá al órgano competente de la Administración, con copia a la Comisión Nacional de Energía, durante el primer mes de cada año una relación de las instalaciones puestas en servicio durante el año anterior en su ámbito territorial, con expresión para cada una de ellas del titular, emplazamientos y potencia pico y nominal.

6. Si como consecuencia de la verificación, la empresa distribuidora encontrase alguna incidencia en los equipos de interconexión o en la propia instalación informará, si procede, al titular de la instalación sobre las mismas, concediéndole un período suficiente para que proceda a solucionarlas.

7. En caso de disconformidad, el titular de la instalación o la empresa distribuidora podrán solicitar las inspecciones precisas y la decisión del órgano correspondiente de la Administración competente, que en el caso de que la conexión con la red de distribución no se haya realizado, deberá resolver en un plazo máximo de un mes desde que se formule dicha solicitud.

™ Obligaciones del titular de la instalación.

1. El titular de la instalación fotovoltaica es responsable de mantener la instalación en perfectas condiciones de funcionamiento, así como de los aparatos de protección e interconexión.

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Las empresas distribuidoras podrán proponer a la Administración competente para su aprobación, programas de verificaciones de los elementos de instalaciones que puedan afectar a la regularidad y seguridad en el suministro, para ser realizados por ellas mismas, sin perjuicio de otros programas de verificaciones que puedan establecerse por las autoridades competentes en el ejercicio de sus competencias. Estas verificaciones dentro del programa de verificaciones que las empresas distribuidoras podrán voluntariamente proponer, serán a cargo de las mismas.

2. En el caso de que se haya producido una avería en la red o una perturbación importante relacionada con la instalación y justificándolo previamente, la empresa distribuidora podrá verificar la instalación sin necesidad de autorización previa de la autoridad competente. A estos efectos se entenderá por perturbación importante aquella que afecte a la red de distribución haciendo que el suministro a los usuarios no alcance los límites de calidad del producto establecidos para este caso por la normativa vigente.

3. En el caso de que una instalación fotovoltaica perturbe el funcionamiento de la red de distribución, incumpliendo los límites establecidos de compatibilidad electromagnética, de calidad de servicio o de cualquier otro aspecto recogido en la normativa aplicable, la empresa distribuidora lo comunicará a la Administración competente y al titular de la instalación, al objeto de que por éste se proceda a subsanar las deficiencias en el plazo máximo de 72 horas.

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Si transcurrido dicho plazo persisten las incidencias, la empresa distribuidora podrá proceder a la desconexión de la instalación, dando cuenta de forma inmediata a la Administración competente. En este supuesto, una vez eliminadas las causas que provocan las perturbaciones, para proceder a la conexión de la instalación a la red el titular de la instalación deberá presentar a la empresa eléctrica y a la Administración competente la justificación correspondiente firmada por un técnico competente o un instalador autorizado, según proceda, en la que, en su caso, se describirá la revisión efectuada. En caso de falta de acuerdo, entre el titular de la instalación y la empresa distribuidora respecto a la existencia y la causa de las perturbaciones, podrá someterse el conflicto por una de las partes a la Administración competente para que por ésta se resuelva en el plazo de un mes.

4. El titular de la instalación deberá disponer de un medio de comunicación que ponga en contacto, de forma inmediata, los centros de control de la red de distribución con los responsables del funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas.

™ Condiciones técnicas de carácter general.

1. El funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas a que se refiere el presente Real Decreto no deberá provocar en la red averías, disminuciones de las condiciones de

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seguridad ni alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que, de acuerdo con la disposición adicional única del presente Real Decreto, resulte aplicable.

Asimismo, el funcionamiento de estas instalaciones no podrá dar origen a condiciones peligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento y explotación de la red de distribución.

2. En el caso de que la línea de distribución se quede desconectada de la red, bien sea por trabajos de mantenimiento requeridos por la empresa distribuidora o por haber actuado alguna protección de la línea, las instalaciones fotovoltaicas no deberán mantener tensión en la línea de distribución.

3. Las condiciones de conexión a la red se fijarán en función de la potencia de la instalación fotovoltaica, con objeto de evitar efectos perjudiciales a los usuarios con cargas sensibles.

4. Para establecer el punto de conexión a la red de distribución se tendrá en cuenta la capacidad de transporte de la línea, la potencia instalada en los centros de transformación y las distribuciones en diferentes fases de generadores en régimen especial provistos de inversores monofásicos.

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5. En el circuito de generación hasta el equipo de medida no podrá intercalarse ningún elemento de generación distinto del fotovoltaico, ni de acumulación o de consumo.

6. En el caso de que una instalación fotovoltaica se vea afectada por perturbaciones de la red de distribución, se aplicará la normativa vigente sobre calidad del servicio.

™ Condiciones específicas de interconexión.

1. Se podrán interconectar instalaciones fotovoltaicas en baja tensión siempre que la suma de sus potencias nominales no exceda de 100 kVA. La suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a una línea de baja tensión no podrá superar la mitad de la capacidad de transporte de dicha línea en el punto de conexión, definida como capacidad térmica de diseño de la línea en dicho punto. En el caso de que sea preciso realizar la conexión en un centro de transformación, la suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a ese centro no podrá superar la mitad de la capacidad de transformación instalada para ese nivel de tensión. En caso de desacuerdo será de aplicación lo previsto en el artículo 4.5 de este Real Decreto.

2. Si la potencia nominal de la instalación fotovoltaica a conectar a la red de distribución es superior a 5 kW, la conexión de la instalación fotovoltaica a la red será trifásica. Dicha conexión se podrá realizar mediante uno o más inversores monofásicos de hasta 5 kW, a las diferentes fases, o directamente un inversor trifásico.

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3. En la conexión de una instalación fotovoltaica, la variación de tensión provocada por la conexión y desconexión de la instalación fotovoltaica no podrá ser superior al 5 por 100 y no deberá provocar, en ningún usuario de los conectados a la red la superación de los límites indicados en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión.

4. El factor de potencia de la energía suministrada a la empresa distribuidora debe ser lo más próximo posible a la unidad. Las instalaciones fotovoltaicas conectadas en paralelo con la red deberán tomar las medidas necesarias para ello o, en su caso, llegar a un acuerdo sobre este aspecto con la empresa distribuidora.

™ Medidas y facturación.

1. Cuando existan consumos eléctricos en el mismo emplazamiento que la instalación fotovoltaica, éstos se situarán en circuitos independientes de los circuitos eléctricos de dicha instalación fotovoltaica y de sus equipos de medida. La medida de tales consumos se realizará con equipos propios e independientes que servirán de base para su facturación. El contador de salida tendrá capacidad de medir en ambos sentidos, y en su defecto se conectará entre el contador de salida y el interruptor general, un contador de entrada. La energía eléctrica que el titular de la instalación facturará a la empresa distribuidora, será la diferencia entre la energía eléctrica de salida menos la de entrada a

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la instalación fotovoltaica. En el caso de instalación de dos contadores no será necesario contrato de suministro para la instalación fotovoltaica.

Todos los elementos integrantes del equipo de medida, tanto los de entrada como los de salida de energía, serán precintados por la empresa distribuidora. El instalador autorizado sólo podrá abrir los precintos con el consentimiento escrito de la empresa distribuidora. No obstante, en caso de peligro pueden retirarse los precintos sin consentimiento de la empresa eléctrica; siendo en este caso obligatorio informar a la empresa distribuidora con carácter inmediato.

2. La colocación de los contadores y de los equipos de medida y en su caso de los dispositivos de conmutación horaria que se pudieran requerir, y las condiciones de seguridad estarán de acuerdo a la MIE BT O15. Los puestos de los contadores se deberán señalizar de forma indeleble, de manera que la asignación a cada titular de la instalación quede patente sin lugar a confusión. Además se indicará, para cada titular de la instalación, si se trata de un contador de entrada de energía procedente de la empresa distribuidora o de un contador de salida de energía de la instalación fotovoltaica. Los contadores se ajustarán a la normativa metrológica vigente y su precisión deberá ser como mínimo la correspondiente a la de clase de precisión 2, regulada por el RD 875/1984, de 28 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento para la aprobación de modelo y verificación primitiva de contadores de uso corriente (Clase 2) en conexión

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directa, nueva, a tarifa simple o a tarifas múltiples, destinadas a la medida de la energía en corriente monofásica o polifásica de frecuencia 50 Hz.

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

4. Cuando el titular de la instalación se acoja al modo de facturación que tiene en cuenta el precio final horario medio del mercado de producción de energía eléctrica, definido en el apartado 1 del artículo 24 del Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre (BOE del 30), serán de aplicación el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica, y sus disposiciones de desarrollo.

™ Protecciones.

El sistema de protecciones deberá cumplir las exigencias previstas en la reglamentación vigente. Este cumplimiento deberá ser acreditado adecuadamente en la documentación relativa a las características de la instalación a que se refiere el artículo 3, incluyendo lo siguiente:

1. Interruptor general manual, que será un interruptor magnetotérmico con intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión.

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Este interruptor será accesible a la empresa distribuidora en todo momento, con objeto de poder realizar la desconexión manual.

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

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

4. Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 Um y 0,85 Um respectivamente).

5. Estas protecciones podrán ser precintadas por la empresa distribuidora, tras las verificaciones a las que hacen referencia los artículos 6 y 7.

6. El rearme del sistema de conmutación y, por tanto, de la conexión con la red de baja tensión de la instalación fotovoltaica será automático, una vez restablecida la tensión de red por la empresa distribuidora.

7. Podrán integrarse en el equipo inversor las funciones de protección de máxima y mínima tensión y de máxima y mínima frecuencia y en tal caso las maniobras

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automáticas de desconexión-conexión serán realizadas por éste. En este caso sólo se precisará disponer adicionalmente de las protecciones de interruptor general manual y de interruptor automático diferencial, si se cumplen las siguientes condiciones:

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

-

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

manualmente.

- El estado del contactor (ON/OFF), deberá señalizarse con claridad en el frontal del equipo, en un lugar destacado.

- En caso de que no se utilicen las protecciones precintables para las interconexiones de máxima y mínima frecuencia y de máxima y mínima tensión mencionadas en este artículo, el fabricante del inversor deberá certificar: * Los valores de tara de tensión. * Los valores de tara de frecuencia. * El tipo y características de equipo utilizado internamente para la detección de fallos (modelo, marca, calibración, etc.). *Que el inversor ha superado las pruebas correspondientes en cuanto a los límites establecidos de tensión y frecuencia.

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Mientras, que de acuerdo con la Disposición final segunda del presente Real Decreto, no se hayan dictado las instrucciones técnicas, se aceptarán a todos los efectos los procedimientos establecidos y los certificados realizados por los propios fabricantes de los equipos.

- En caso de que las funciones de protección sean realizadas por un programa de software de control de operaciones, los precintos físicos serán sustituidos por certificaciones del fabricante del inversor, en las que se mencione explícitamente que dicho programa no es accesible para el usuario de la instalación.

™ Condiciones de puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas.

La puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas interconectadas se hará siempre de forma que no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa distribuidora, asegurando que no se produzcan transferencias de defectos a la red de distribución.

La instalación deberá disponer de una separación galvánica entre la red de distribución de baja tensión y las instalaciones fotovoltaicas, bien sea por medio de un transformador de aislamiento o cualquier otro medio que cumpla las mismas funciones, con base en el desarrollo tecnológico.

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Las masas de la instalación fotovoltaica estarán conectadas a una tierra independiente de la del neutro de la empresa distribuidora de acuerdo con el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, así como de las masas del resto del suministro.

™ Armónicos y compatibilidad electromagnética.

Los niveles de emisión e inmunidad deberán cumplir con la reglamentación vigente, incluyéndose en la documentación mencionada en el artículo 3 los certificados que así lo acrediten. En todo lo no previsto por el presente Real Decreto, las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión se regirán por el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre y por los reglamentos y demás disposiciones en vigor que les resulten de aplicación. No obstante, no les resultará aplicable la Orden del Ministerio de Industria y Energía de 5 de septiembre de 1985 sobre normas administrativas y técnicas para el funcionamiento y conexión a las redes eléctricas de centrales hidroeléctricas de hasta 5.000 kVA y centrales de autogeneración eléctrica.

Las instalaciones fotovoltaicas no vendrán obligadas a cumplir otros requisitos técnicos que los que vengan exigidos por la normativa a que se refiere el párrafo anterior. n) El presente Real Decreto entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el “Boletín Oficialdel Estado”.

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Dado en Madrid a 29 de septiembre de 2000.

1.3.4. RESOLUCIÓN GENEREL DE POLÍTICA ENERGÉTICA Y MINAS, de 31 de mayo de 2001.

Por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. Visto el artículo 17 del Real Decreto 2818/1998, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración, en el que se dispone el establecimiento de un modelo de contrato tipo y modelo de factura para este tipo de instalaciones.

Resultando que las instalaciones del ámbito de aplicación del Real Decreto 1663/2000, también están en el ámbito de aplicación del Real Decreto 2818/1998.

Se resuelve establecer el modelo de contrato tipo y de factura para las instalaciones solares fotovoltaicas a las que son de aplicación el Real Decreto 1663/2000, que figura en el anexo único de dicha Resolución.

•

Condiciones generales de entrega de la energía eléctrica.

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1. La energía eléctrica producida por el titular será entregada a la red de la ED a través de la conexión establecida al efecto. La ED viene obligada a adquirir la energía eléctrica de dicha instalación con arreglo a las condiciones y requisitos que se establecen en la legislación vigente.

2 El titular se abstendrá de ceder a terceros la energía eléctrica producida por la instalación.

3 Toda la energía al amparo del presente contrato será computada a la ED a los efectos de lo dispuesto en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, obligándose al titular a facilitar cuantos datos sean necesarios para esta consideración.

4 Este contrato se regirá de acuerdo a los Reales Decretos 1663/2000 y 2818/1998.

•

Condiciones técnicas de la instalación.

•

Condiciones de explotación de la instalación

1. El titular se compromete a mantener todas las instalaciones en perfectas condiciones de funcionamiento y especialmente los aparatos de protección e interconexión, siendo

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responsable de los daños y perjuicios de toda índole que pudiera ocasionarle a las instalaciones, aparatos o personal de la ED.

2. La ED sólo podrá cortar la interconexión y suspender la absorción de energía cuando en la red eléctrica se produzcan situaciones que lo justifiquen debido a trabajos programados, causas de fuerza mayor u otras situaciones que contemple la legislación vigente. Cuando puedan ser conocidas con anterioridad estas circunstancias deberán ser comunicadas al titular con la debida antelación y tan pronto como le sea posible. La ED podrá restablecer la tensión sin previo aviso.

3. El titular se obliga a informar a la ED tan pronto como le sea posiblemente de cualquier anormalidad detectada en sus instalaciones que puedan afectar a la red eléctrica.

4. El personal autorizado previamente por la ED podrá acceder al recinto o recintos donde están ubicados los equipos que afecten a la interconexión y medida.

•

Condiciones económicas

1 .Como texto de esta cláusula se incluirá una sola de las dos siguientes alternativas. - Alternativa 1, precio fijo:

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Las condiciones económicas que rigen el presente contrato vienen establecidas en el Real Decreto 2818/1998. Se opta por percibir un precio total fijo que para grupo b.1 se establece el apartado 3 del artículo 28 del citado Real Decreto, sin perjuicio de lo establecido en el artículo 15.2 del mismo Real Decreto referido al periodo de pruebas de la instalación.

- Alternativa 2, precios finales horarios medios de mercado valle y punta:

Las condiciones económicas que rigen el presente contrato vienen establecidas en el Real Decreto 2818/1998. Se opta por percibir la remuneración que se define en el artículo 26 del Real Decreto 2818/1998 adoptando los precios de mercado establecidos en el apartado 3 del artículo 24 del citado Real Decreto e incorporando la prima que para el grupo b.1 se establece en el apartado 1 del artículo 28 del citado Real Decreto sin perjuicio de lo establecido en el artículo 15.2 del mismo Real Decreto referido al periodo de pruebas de la instalación

2. La facturación de la energía entregada se efectuará por meses naturales. El titular o el representante autorizado por éste enviará a ED la factura correspondiente al periodo indicando la lectura del contador de final de mes y del mes precedente. El pago de la energía entregada por el titular a la ED se producirá dentro del periodo de treinta días posteriores a la emisión y envío de dicha factura.

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3. Las facturas serán presentadas según el modelo que figura en el anexo II de este contrato.

4. La opción al cambio de modalidad de facturación (precio fijo o precio de mercado) no podrá ser ejercida por el titular antes de que transcurra un año desde el establecimiento o última actualización de la misma.

•

Causas de resolución o modificación del contrato.

1. La eficacia del presente contrato quedará supeditada a las autorizaciones administrativas correspondientes que marque la legislación vigente sobre las instalaciones de producción y enlace. Asimismo, la eficacia del presente contrato quedará supeditada a la inscripción definitiva en el correspondiente Registro Administrativo de Instalaciones de Producción en Régimen Especial, salvo lo estipulado en el artículo 15.2 del Real Decreto 2818/1998, relativo al periodo de pruebas.

2. Será causa de resolución automática del mismo el incumplimiento de las cláusulas anteriores así como el incumplimiento de los preceptos del Real Decreto 2818/1998, el mutuo acuerdo entre las partes, la cancelación de la inscripción en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción en Régimen Especial, el cese de la

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actividad como instalación de producción de régimen especial o por denuncia del mismo en los términos del apartado VI.

3. El contenido de las anteriores cláusulas quedará sujeto a las modificaciones impuestas por la normativa legal. En el caso de que dicha normativa legal diese posibilidad al titular de acogerse o no a la misma, ambas partes pactan, expresamente, someterse al criterio al respecto del titular.

•

Duración e interpretación del contrato.

1. La duración mínima de este contrato será de cinco años a partir de su entrada en vigor, al término de los cuales se considerará prorrogado anualmente si no manifestase alguna de las partes, por escrito, su voluntad de resolverlo, con un mínimo de tres meses de antelación a la fecha de su vencimiento o de cualquiera de sus prórrogas. 2. Las aclaraciones, dudas o discrepancias que pudiesen surgir en la aplicación o interpretación de lo estipulado en el presente contrato, se resolverá de mutuo acuerdo entre las partes contratantes. En su defecto, las cuestiones planteadas se someterán al dictamen del órgano competente de la Administración en esta materia. 3.

En caso de litigio, ambas partes se someten a los Tribunales ordinarios

correspondientes a la ubicación de la instalación fotovoltaica.

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1.4. BASES.

1.4.1. SITUACIÓN. El generador fotovoltaico se situará en la cubierta del edificio de oficinas de la empresa Cemusa , situado en la calle Francisco Sancha 24 , Noreste de Madrid.

Azimut 27º

Fig 1. Vista aérea.

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La localización del edificio será crítica para evaluar la energía generada. Al estar situado en la provincia de Madrid la latitud considerada será Ø = 41,4 º. Como puede observarse en la figura anterior, la orientación de la vertical del edificio con respecto al sur es de 27º, es decir , si dispusiéramos los paneles de forma paralela al edificio su azimut sería de α = 27º .

1.4.2. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS PANELES.

Los paneles solares constituyen el subsistema de captación. Mediante células fotovoltaicas, la radiación solar se transforma directamente en electricidad, aprovechando las propiedades de los materiales semiconductores. Al conjunto formado por células conectadas en serie y en paralelo, convenientemente ensamblado y protegido contra los agentes externos, se le denomina panel o módulo fotovoltaico. Los módulos fotovoltaicos tienen el aspecto de un vidrio de entre 0,5 y 1 m2 de superficie, del mismo color que las células; de hecho, a menudo los módulos se protegen con una lámina de vidrio.

En el mercado se encuentra una gran cantidad y variedad de tipos de módulos fotovoltaicos: grandes o pequeños; rígidos o flexibles (y enrollables); en forma de placa, de teja o de ventana; con soporte incorporado o no; con soporte orientable mecánicamente o no (a través de sensores se orienta hacia donde se percibe mayor radiación solar); de distintas tonalidades (negro, azul, pardo, amarillento, etc.). Naturalmente, los precios de los mismos también son muy diversos.

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Para su caracterización, los módulos se miden en unas condiciones determinadas: 1 kW/m2 de iluminación solar y 25 ºC de temperatura de las células fotovoltaicas. La máxima potencia generada en estas condiciones por cada módulo fotovoltaico se mide en Wp (vatios pico). Así mismo, la energía producida se mide en kWh siendo 1kWh la energía que produciría 1kWp en condiciones de máxima potencia durante 1 hora.

Varios módulos fotovoltaicos, junto con los cables eléctricos que los unen y con los elementos de soporte y fijación propios de esta instalación, constituyen el generador fotovoltaico.

La electricidad producida por el generador fotovoltaico es en corriente continua, y sus características instantáneas (intensidad y tensión) varían con la irradiancia (intensidad energética) de la radiación solar que ilumina las células, y con la temperatura ambiente. Mediante equipos electrónicos (inversores), la electricidad generada con fuente solar o energía solar se puede transformar en corriente alterna, con las mismas características que la electricidad de la red convencional.

Las características generales de los módulos fotovoltaicos se encuentran explicadas en el apartado 3 del anexo 1, efecto fotoeléctrico.

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Los paneles escogidos (proporcionados por la empresa), fueron del modelo BP 3160s. El BP 3160s es un módulo avanzado de 160W de 72 células policristalinas en serie con una capa antirreflectante de Nitruro de Silicio. La capa posterior blanca ofrece un excelente aspecto visual y permite una estrecha tolerancia de potencia. Está especialmente diseñado para sistemas conectados a la red, como tejados comerciales, sistemas residenciales y grandes plantas fotovoltaicas. Ofrece más eficiencia y fiabilidad que los productos policristalinos estándares y posee una buena relación precio/rendimiento y una alta operabilidad.

El BP 3160s presenta el marco más resistente del mercado y conectores polarizados.

Características.

• Potencia nominal 160W

• Tolerancia +/-3%

• Eficiencia (Módulo) 13,1%

• Voltaje nominal 24V

• Garantía de potencia de salida 90% potencia de salida durante 12 años. 80% potencia de salida durante 25 años. Libre de defectos en materiales y mano de obra

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durante 3 años. Configuración

• 72 células solares de silicio policristalino en serie , con eficacia aumentada mediante u revestimiento mejorado de la célula.

• Conectores polarizados impermeabilizados de CC.

• Las células están laminadas entre capas de etileno acetato de vinilo (EVA) y vidrio templado de 3 mm , con contenido mínimo de óxido de hierro y elevada transmisividad.

Parámetros utilizados en las Pruebas de Calificación.

• Ciclado repetitivo 200 ciclos entre -40ºC y +85ºC.

• Prueba de calor húmedo 1000 horas de exposición a 85ºC y 85% de humedad relativa.

• Carga estática delantera y trasera (p.e. viento) 24000Pa. Carga estática delantera (p.e. nieve y viento) 54000Pa.

• Impacto simulado Granizo de 25mm, desde 1m de distancia a velocidad de 23m/s.

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Calidad y Seguridad.

• Fabricado en plantas homologadas con ISO 9001.

• Certificado según IEC 61215.

• La medición de la potencia del módulo se lleva a cabo según la "Referencia Radiométrica Mundial" del ESTI (European Solar Test Installation) en Ispra, Italia.

• Módulos enmarcados homologados por TÜV Rheinland como equipos Clase II (IEC 60364) para utilización en sistemas con tensión hasta 1000V. Módulos enmarcados listados por Underwriters Laboratories para seguridad eléctrica y contra incendios (Clasificación de incendio Clase C).

Características eléctricas típicas BP 3160S.

Estos datos representan el funcionamiento típico de los módulos según sus terminales de salida. La información está basada en mediciones realizadas conforme a ASTM E1036 corregida según SRC ( Condiciones de Información Estándar ) que son : - Iluminación de 1 kW/m2 . - Temperatura de la célula de 25ºC.

Las células de un módulo iluminado operan más calientes que la temperatura ambiente. OCT (Temperatura Nominal de trabajo de la célula) es un indicador de

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este diferencial de temperatura y es la temperatura de las células en condiciones de trabajo estándar.

• Potencia máxima (Pmax.) .

160W

• Tensión de Pmax (Vmp.).

35,1V

• Corriente en Pmax (Imp.).

4,55A

• Corriente de cortocircuito (Isc.).

4,8A

• Tensión de circuito abierto (Voc.).

44,2V

• Coeficiente de temperatura de Isc.

(0,065±0,015)%/K

• Coeficiente de temperatura de Voc.

-(160±20)mV/K

• Coeficiente de temperatura de la Pmax.

-(0,5±0,05)%/K

• NOCT (Temperatura ambiente 20ºC; Irradiación solar 800W/m2; Velocidad del viento 1m/s.).

47±2ºC

• Tensión máxima del sistema. (Certificado según IEC 61215).

600V

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Diagrama del módulo.

Características mecánicas BP 3160S.

•Dimensiones (mm) 1587 x 790 x 50. (Tolerancias globales +/-3mm).

•Peso (kg) 15,0

•Marco Aleación clara de aluminio anodizado tipo 6063T6. Marco Universal plateado.

•Células solares 72 células (125mm x 125mm) conectadas en serie y configuradas geométricamente en una matriz de 6 x 12.

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•Cables de salida Cable de doble aislamiento de 3,3mm2 con conectores Multicontact.

•Longitudes de cable asimétricas de 1250mm (-) y 800mm (+).

•Diodos Incluidos 3 diodos Schottky de bypass 9A, 45V.

•Construcción Frontal: cristal templado de 3,2mm de alta transmisibilidad. Posterior: Tedlar® blanco; Encapsulante: EVA.

Curvas I-V del BP 3160

1.4.3. DIMENSIONADO DEL GENERADOR EN BASE A LA SUPERFICIE DISPONIBLE. En nuestra cubierta hay tres zonas diferenciadas:

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- Tejado curvo de chapa trapezoidal.

Es la zona de mayor superficie, pero la que plantea mayores problemas de sujeción debido a lo irregular de la superficie y dificultad en el diseño de los soportes y cálculo de distancias entre módulos en función de su curvatura.

- Azotea de grava.

De superficie plana y cubierta de grava, ésta es mucho menor que la del tejado, pero nos permite gran simplicidad en la sujeción de los módulos y facilidad de orientación de éstos.

- Zona de paso a la sala de máquinas situada entre el tejado y la azotea.

Al ser una zona de paso su uso queda descartado casi desde el principio. Además su superficie es pequeña en relación al tejado y al estar a menor altura que tejado y azotea plantea mayores problemas de sombreado de los módulos.

A continuación se muestra una vista aérea del edificio donde se diferencian estas tres zonas, así como algunas fotografías de cada una de ellas.

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Fig 2. Vista aérea.

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Fig. 3. Tejado curvo.

Fig. 4. Azotea de grava.

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Fig. 5. Zona de paso.

Fig. 6. Sombras en zona de paso.

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Superficie disponible.

La superficie de la cubierta ( cotas en metros ) :

Inclinación y orientación de los módulos.

Nuestro generador se diseñará con sujeciones estáticas. Frente a la opción de emplear un sistema de seguimiento, una solución estática puede resultar suficiente para determinadas aplicaciones. Naturalmente, en este caso la energía colectada no es la máxima posible pero puede resultar aceptable si se da al colector una determinada orientación.

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Deberemos determinar los límites en la orientación e inclinación de los módulos de acuerdo a las perdidas máximas permitidas e el PCT del I.D.A.E.

Inclinación.

Se define como el ángulo que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal. Siendo 0º para módulos horizontales y 90º para verticales.

La radiación solar que incide sobre una placa variará con el ángulo que forme la misma con la radiación. La captación de energía solar será máxima cuando la posición de la placa solar sea perpendicular a la radiación.

La inclinación de los rayos del sol respecto a la superficie horizontal es variable a lo largo del año (máxima en verano y mínima en invierno) y por tanto, en aquellas instalaciones cuyos paneles estén fijos, existirá un ángulo de inclinación que optimizará la colección de energía sobre una base anual. Es decir, conviene buscar el ángulo de inclinación de los paneles respecto al plano horizontal que hace máxima la potencia media anual recibida.

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

Fig. 7. Inclinación de los módulos.

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Orientación.

Ángulo de azimut, definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar. Valores típicos son 0° para módulos orientados al sur, –90° para módulos orientados al este y +90° para módulos orientados al oeste.

La orientación óptima de los colectores es hacia el Sur, debido a que la trayectoria del Sol en movimiento Este a Oeste es simétrica respecto de la posición que ocupa al mediodía y a que es precisamente en este momento cuando la captación de energía solar es máxima. Las desviaciones hacia el Oeste o hacia el Este en un ángulo inferior a 30º hacen disminuir la radiación diaria recibida en un pequeño valor que se cifra en menos del 5%. Por el contrario, para ángulos superiores a este valor, las pérdidas en la irradiación captada son considerables.

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- En nuestro caso la azotea de grava no plantea ningún problema en la disposición de las sujeciones, por lo que se podrán orientar los módulos directamente al sur, disponiendo de un ángulo α= 0º. - Sin embargo en el caso del tejado de chapa, debido a la forma trapezoidal de la misma, lo más sencillo será disponer los paneles de forma paralela al edificio. Desviar los paneles 27º con respecto a los nervios del tejado complicaría mucho las sujeciones (aumentando por tanto su coste ) , pues aumentaría el efecto vela ( resistencia al viento ) sobre los módulos. El principal factor a la hora de fijar la estructura no es el peso de los paneles al ser estos ligeros sino la fuerza del viento que, dependiendo de la zona, puede llegar a ser muy considerable.

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Por tanto en el tejado el azimut de los paneles será α= 27º. Si calculamos las pérdidas que suponen esta desviación con respecto al óptimo: Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10–4 (β – Ø + 10)2 + 3,5 × 10–5 α 2]

para 15° < β <

90° Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10–4 (30 – 41,4 + 10)2 + 3,5 × 10–5 02] = 0,012

α= 0º %

Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10–4 (30 – 41,4 + 10)2 + 3,5 × 10–5 272] =

α= 27º 2,575%

Lo cual es una pérdida aceptable. 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.

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Algunos valores significativos de k se pueden ver en la siguiente tabla en función de la latitud del lugar.

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.

•

Azotea de grava.

En este caso la altura h en función de la inclinación (anterior): h = 793,5 mm d = h / tan (61°– 41,4º)= 2180,123 mm

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•

Tejado de chapa.

En este caso las distancias entre módulos variarán en función de la inclinación del tejado.

Lo dividiremos en tres zonas:

- Subida. Medimos en plano los ángulos de inclinación conforme avanzamos:

Primera fila: θ= 9º Cotas en cm.

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55,54 = h + d tg (21º)

d 1 = ( 55 , 54 − d • tg 21 º ) • 2 , 7470 = 74 , 27 cm . d = h / tan (61°– 41,4º) Longitud ocupada por la primera fila de módulos más d1: L1 = 1.3744 + 0.7427 = 2.117m. Segunda fila. θ= 7º Se realiza el mismo cálculo que en la fila anterior: d2 = 77,155 cm. Avance : L2 = 4.263 m Tercera fila. θ= 5º d3 = 79,64 cm. L3 = 6.43 m. Cuarta fila. θ= 3º d4 = 81,755 cm. L4 = 8.62 m.

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Quinta fila. θ= 1º d5 = 83,53 cm. L5 = 10.8297 m. (final de la subida a los 11 m.)

- Bajada.

En la bajada para minimizar el sombreado entre módulos se calcularan las alturas de los soportes de forma que los módulos estén a la misma altura salvando la diferencia de inclinación.

Por tanto la distancia entre paneles será la misma que en la azotea (θ= 0º) d = 2.18 m. L1 = 3.55 m. L2 = 7.1 m. ( 2 filas )

- Subida final.

θ= 15º d = 62,782 cm. L1 = 2 m. L2 = 2 m. + 1.3744 m. = 3.3744 m. (final de la subida a los 4 m.) 2 filas

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Altura de los soportes.

En terrazas o suelos la estructura deberá permitir una altura mínima del panel de 30 cm, la cual, en zonas de montaña o donde se produzcan abundantes precipitaciones de nieve, deberá ser superior a fin de evitar que los paneles queden total o parcialmente cubiertos por las sucesivas capas de nieve depositadas en invierno.

Por tanto las dimensiones en paneles apoyados sobre superficie plana: Cotas en cm.

En el caso del tejado : - Subida Iremos acortando la parte posterior de los soportes en función del grado de subida.

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- Bajada. Como se ha señalado en apartados anteriores compensaremos totalmente la bajada jugando con la altura de los soportes , de forma que las dos filas de paneles queden a la misma altura. - Última subida. Al igual que en la primera habremos de acortar la parte posterior de los soportes , en este caso el ángulo de subida es constante , de 15º.

A continuación observamos el detalle del tejado con las dimensiones correspondientes a los soportes y la distancia entre módulos.

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•

Distancia entre módulos.

Cotas en metros.

•

Altura de los soportes

Fig.9. Detalle de la subida

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88

Fig.10. Bajada y subida final

Dimensionado. A partir de las dimensiones de los paneles y los cálculos anteriores concretaremos la disposición de los paneles en la superficie disponible en la cubierta. •

Azotea.

α= 0º Por tanto el ángulo que forman los paneles con respecto a la vertical del edificio sería de 27º .Hemos escogido un ángulo redondo de 30º para realizar los cálculos y facilitar el montaje, al no poder asegurar que el montaje se realice con una precisión menor de ± 3º

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Las dimensiones de la azotea son ( cotas en metros ):

Las dimensiones de los paneles inclinados 30º :

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La distancia entre módulos (calculada en el apartado 3.3.3.).

Ajustando las dimensiones de los módulos a la superficie de la azotea podremos colocar 2 filas de un módulo y 49 filas de dos módulos de la siguiente manera :

En total 100 módulos de 160 Wp, lo que resulta una potencia instalada de 16 kWp.

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•

91

Tejado.

La colocación de los módulos se hará de forma paralela al edificio como ya se ha explicado en apartado anterior. En vertical se dispondrán 9 filas en función de la distancia mínima entre módulos. En horizontal se colocarán 47 columnas, sin separación entre ellas. Debemos notar que no se deja espacio en horizontal entre las columnas de módulos pues para realizar mantenimiento será suficiente con la distancia existente entre filas.

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En total 423 módulos de 160 Wp , potencia instalada 67,68 kWp. La potencia total instalada en ambas superficies: 83,68 kWp.

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1.5. INSTALACIÓN MECANICA.

1.5.1. ESTRUCTURAS SOPORTE.

Diseñaremos las sujeciones de los paneles a las superficies dimensionadas. Para ello deberemos calcular las cargas y solicitaciones en los perfiles que forman la estructura y en los puntos de unión en base a la normativa aplicable.

Para el diseño seguiremos las especificaciones del PCT de I.D.A.E.:

- 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.

- La estructura soporte será calculada según la norma MV-103 para soportar cargas extremas debidas a factores climatológicos adversos, tales como viento, nieve, etc.

- El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación especificado para el generador fotovoltaico, teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje, y la posible necesidad de sustituciones de elementos.

- La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes ambientales.

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Tanto la estructura como los soportes habrán de ser preferiblemente de aluminio anodizado, acero inoxidable o hierro galvanizado y la tornillería de acero inoxidable. El aluminio anodizado es de poco peso y gran resistencia. La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder, en su caso, al galvanizado o protección de la estructura.

- La tornillería será realizada en acero inoxidable, cumpliendo la norma MV-106. En el caso de ser la estructura galvanizada se admitirán tornillos galvanizados, exceptuando la sujeción de los módulos a la misma, que serán de acero inoxidable.

- Los topes de sujeción de módulos y la propia estructura no arrojarán sombra sobre los módulos.

Sobrecarga de nieve.

Para realizar el cálculo consultaremos el capítulo IV de la norma NBEAE/88. Acciones en la edificación:

Capítulo IV. Sobrecargas de nieve

- Sobrecarga de nieve Sobrecarga de nieve en una superficie de cubierta es el peso de la nieve que, en las condiciones climatológicas más desfavorables, puede acumularse sobre ella.

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- Peso específico aparente de la nieve El peso específico aparente de la nieve acumulada es muy variable, según las circunstancias, pudiendo servir de orientación los siguientes valores: Nieve recién caída 120 kg/m³ Nieve prensada o empapada 200 kg/m³ Nieve mezclada con granizo 400 kg/m³

- Sobrecarga sobre superficie horizontal La sobrecarga de nieve sobre una superficie horizontal se supone uniformemente repartida, y su valor en cada localidad puede fijarse con los datos estadísticos locales cuando existan con garantía suficiente.

Cuando no existan datos estadísticos, el valor de la sobrecarga, en función de la altitud topográfica de la localidad, será el dado por la Tabla 4.1.

En la Tabla 4.2 figura la altitud topográfica de las capitales de provincias españolas.

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En nuestro caso la altitud topográfica de Madrid es de 660 m.

Por tanto la sobrecarga de nieve sobre superficie horizontal será de 80 Kg/m2

Sobrecarga sobre superficie inclinada La sobrecarga de nieve sobre una superficie de cubierta que forme el ángulo β con el plano horizontal, que no ofrezca impedimento al deslizamiento de la nieve, tendrá por metro cuadrado de proyección horizontal el valor siguiente: β ≤ 60º β > 60º

p cos β cero

siendo p el valor de la sobrecarga sobre superficie horizontal.

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Cuando la superficie de cubierta tenga resaltos u otros obstáculos que impidan el deslizamiento natural de la nieve, se tomará, cualquiera que sea el ángulo a, sobrecarga por metro cuadrado de proyección horizontal de valor p.

Sobrecargas de viento.

Consultamos la NTE ( Normas Tecnológicas de la Edificación ). Capítulo ECV ( estructuras , cargas de viento ).

- Ámbito de aplicación. Edificios de hasta 60 m. de altura.

- Zona eólica

En el caso de Madrid la zona eólica es la X

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Carga de viento sobre cubiertas en edificación abierta Para calcular la sobrecarga de viento se consultará la siguiente tabla

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99

Para una inclinación de 30º Zona X.

La disposición de las cargas será la siguiente:

Altura del edificio entre 9-14 m.

m1 = 126 Kg /m2 m2 = 63 Kg /m2

n1 = 126 Kg /m2 n2 = 63 Kg /m2

Como se observa las cargas coinciden a tracción y compresión.

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Distribución de cargas en nuestros soportes ( 2D ) :

- Carga uniforme :

q = 63 Kg/m2

A = 1,25373 m2

Q = q * A = 79 Kp

100

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- Carga triangular.

2L / 3

(

)

Q

L/3

q = 63 • x Kg / m2 1.587

L = 1.587 m.

Q” = 1 • q 0 • L = 50 Kg / m 2

Q = Q” * ancho = 39,5 Kp

ancho = 0,79 m.

- Carga total : Fv = 118,5 Kp

1.5.2. CALCULO DE ESTRUCTURAS.

1.5.2.1.Cálculo de perfiles. Suponemos la estructura con cuatro puntos de apoyo De forma esquemática:

101

q0 = 63

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El material escogido para realizar los soportes es aluminio anodizado debido a su reducido peso y gran resistencia. La tensión máxima admisible del material σadm = 1500 Kg. / cm. 2

‰

Viento.

Las reacciones en cada punto de apoyo a partir de las cargas uniforme y triangular :

Esquemas en 2D

La sobrecarga de viento es igual a tracción y a reacción (apartado 5.1.2.)

102

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103

F1 = 322,75 N ( cargas / reacciones en cada punto de apoyo ) F2 = 258,346 N

F1x = 161,37 N

F1y = 279,5 N

F2x = 129,173 N

F2y = 223,734 N

‰

Nieve

A partir de los valores de sobrecarga del apartado 3.1.1. calculamos la carga en cada punto de apoyo.

Fn = 184,43 N ( en cada punto de apoyo )

‰

Peso propio

El peso de los paneles es de 15 Kg , por tanto tendremos en cada apoyo 3,76 Kg, es decir: Fp = 37 N.

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‰

104

Perfiles.

Apoyos. Se han escogido para el diseño de los puntos de apoyo de los soportes perfiles en L de aluminio anodizado unidos mediante tornillería de acero inoxidable.

Las dimensiones del perfil deberemos calcularlas de forma que soporten la tensión máxima producida por las cargas en cualquier punto, comparándola con la tensión admisible del material. σmax < σadm = 1500 Kg. / cm. 2

La tensión máxima será la combinación de momento flector y carga normal σmax =

Nx M f + A Wz

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a) Calcularemos el Mf máximo considerando la combinación de cargas más desfavorable.

Los puntos más desfavorables :

L1 máximo en los soportes es de 149,35 cm. (apartado 2.3.4. , bases, altura de soportes)

Mf máx = 350,91 N m.= 35,81 Kg. m.

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b) La carga normal más desfavorable será la suma de cargas verticales sobre el apoyo más solicitado.

Nx máx. = F1yv + Fn + Fp = 500,93 N = 51,11 Kg.

Cálculos para diferentes perfiles :

LD 40.4 A = 2,46 cm2 σmax =

Wy = 0,62 cm3

Nx M f + = 3580,71 / 0,62 + 51,11 / 2,46 = 5796 Kg / cm2 > σadm A Wz

L 50.4 A= 3,89 cm2

Wy = Wx = 2,46 cm3

σmax = 1468,63 < σadm

SÍ

c) Pandeo

Deberemos comprobar también que no se produzca inestabilidad elástica por compresión excéntrica en barras.

NO

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Incorporamos coeficiente de pandeo ω : σmax =

Nx •ω M f + A Wz

La longitud de pandeo para este caso sería de 2L Como la longitud máxima de los perfiles será de 149,35 cm. Entonces lp = 3 m.

Comprobamos para distintos perfiles Perfiles

Wy

A

iy

λ

ω

σmax

L 50.4

2,46

3,89

1,52

197,37

6,11

1535,77

L 50.5

3,05

4,8

1,51

198,67

6,16

1239,52

Por tanto los perfiles L50.5 cumplen σmax < σadm = 1500 Kg. / cm. 2

Agarre de los paneles fotovoltaicos.

Para la sujeción de los paneles se utilizarán perfiles de aluminio anodizado en U. Las dimensiones de los perfiles dependen del ancho de los paneles.

Se han escogido perfiles U50x25x2

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1.5.2.3. Tornillería y elementos de unión.

La unión entre perfiles se hará según el diseño siguiente:

Plaquita y tornillos de unión perfiles L-U 4 plaquitas 2 tornillos / plaquita

Tornillo de unión del soporte a la superficie 4 uds.

Tornillo de unión entre perfiles en L 4 uds.

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Seguiremos la Norma Básica de la Edificación NBE / EA – 95, “Estructuras de acero en edificación”. Dentro de esta norma está incluida la MV – 106; “Tornillos ordinarios y calibrados , tuercas y arandelas de acero”.

- Clases de tornillos

Los tornillos pueden ser de tres clases: Clase T: Tornillos ordinarios. Clase TC: Tornillo calibrados. Clase TR: Tornillos de alta resistencia. Nosotros utilizaremos tornillos ordinarios

Tornillos ordinarios.

Los tornillos ordinarios tienen la forma representada en la figura 2.5.3.A

Figura2.5.3Tornillo ordinario

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Designación. Los tornillos ordinarios se designan con: la sigla T, el diámetro d de la caña, el signo x, la longitud l del vástago, el tipo de acero y la referencia a la norma; estos dos últimos datos pueden suprimirse cuando sean innecesarios.

Dimensiones. Las dimensiones de cada tipo de tornillo y el diámetro del agujero correspondiente se dan en la tabla 2.5.3.A, en la que figuran además el área de la sección neta del núcleo An y la denominada área resistente de la rosca Ar:

πd3² An = ----4 π d3+ d2 Ar = ---(---------)² (véase la figura 2.5.2.A) 4 2 Las longitudes usuales con que se suministra cada tipo de tornillos ordinarios y las correspondientes longitudes de la caña c se indican en la tabla 2.5.3.B. Los límites de la longitud de apretadura t, es decir, de la suma de los espesores de las piezas que se van a unir (figura 2.5.3), con que puede utilizarse cada tipo de tornillo ordinario, en función de la longitud l de su vástago, se dan en la tabla 2.5.3.C. Estos límites se han determinado para que la rosca y su salida, con excepción de las tolerancias, no penetren en la longitud de apretadura.

Tabla2.5.3.A. Dimensiones de los tornillos ordinarios

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Tabla2.5.3.B. Longitudes de los tornillos ordinarios y calibrados

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Tabla2.5.3.C. Longitudes de apretadura de los tornillos ordinarios y calibrados

Peso de los tornillos ordinarios.

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El peso de 1000 tornillos con tuerca se da en la tabla 2.5.3.D, para cada tipo, en función de la longitud de su vástago, y con un peso específico del acero de 7.85 kg/dm³. Tabla2.5.3.D. Peso de los tornillos

Tolerancias.

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Las tolerancias en las dimensiones y en la forma de los tornillos ordinarios se dan en la tabla 2.5.3.E.

Tabla2.5.3.E Tolerancias en los tornillos ordinarios

o Tornillos de unión del soporte a la superficie.

Se considerará como solicitación de agotamiento de un tornillo solicitado a tracción la dada por el producto: 0.80σ1 · Ar

donde:

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σ1 es la resistencia de cálculo del tornillo, dada por el fabricante; tornillo en acero 4D:σ1 = 2400 kg/cm²; tornillo en acero 5D:σ1 = 3000 kg/cm². Ar es el área resistente del tornillo (2.5.3 , Tabla 2.5.3.A ).

Escogemos acero 4D, que será suficiente para los valores de carga considerados. En nuestro caso para evaluar la situación más desfavorable hemos considerado sólo la fuerza de tracción del viento en el perfil de apoyo más solicitado, es decir: F1yv = 279,5 N ≈ 2,8 Kg.

A título de orientación, se recomienda la siguiente regla para la elección de los diámetros de los roblones o de los tornillos: d = √5 · e - 0.2 donde: e es el espesor menor, en centímetros de las piezas que forman la unión; d el diámetro, en centímetros, de la espiga del roblón o del tornillo. En este caso e será el espesor de los perfiles en L escogidos ; 0,5 cm. d = 1,38 cm.

Comprobamos cual es el tornillo de menor diámetro que cumple la condición 0.80σ1 · Ar > F1yv = 279,5 N

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El menor tornillo que podemos escoger es de T10, que sobrepasa ampliamente las solicitaciones a las que será sometido.

Para escoger la longitud de apretadura consultamos la tabla 2.5.3.C. de la norma, escogemos la máxima existente, 75 mm.; pues serán los tornillos que unan los soportes a la superficie.

Luego los tornillos serán del tipo: T10 x 75 4D

o Tornillos de unión entre perfiles en L.

Al igual que en el apartado anterior: d = √5 · e - 0.2 ≈ 1,4 cm Consideraremos tornillos T12 4D

Tomamos como situación más desfavorable la combinación de fuerza de compresión de viento, peso propio y sobrecarga de nieve: Nx máx. = F1yv + Fn + Fp = 500,93 N = 51,11 Kg.

- Agotamiento del perfil.

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Se considerará como solicitación de agotamiento de un perfil o de una chapa solicitados a aplastamiento contra la espiga de un roblón o de un tornillo a la dada por el producto: 2 · σu · A, para los tornillos ordinarios. donde: σu es la resistencia de cálculo del material que forma la estructura; A es el área de la superficie de contacto definida a continuación.

Como superficie de contacto entre espiga y chapa o perfil unido para la solicitación de aplastamiento se tomará la que resulte de multiplicar el diámetro del agujero en los roblones o el de la espiga en los tornillos por el espesor del elemento que transmite o recibe el esfuerzo.

Consultamos el diámetro del agujero en la tabla 2.5.3.A. ; a = 13 mm. Luego A= 0.5 * 1.3 = 0.65 cm2. σu = 1500 Kg / cm2. Comprobamos: 2 · σu · A > 51,11 Kg.

- Agotamiento del tornillo.

Se considerará como solicitación de agotamiento de un tornillo solicitado a esfuerzo cortante la dada por el producto:

0.65σ1 · n · A, para los tornillos ordinarios;

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n es el número de secciones transversales que resisten conjuntamente al esfuerzo cortante, en nuestro caso n = 1. A es el área de la sección de la espiga, área neta del núcleo , tabla 2.5.3.A. A = 0.762 cm2. σ1 = 2400 kg/cm²; Comprobamos 0.65σ1 · n · A > 51,11 Kg.

Consultando la longitud de apretadura en la tabla 2.5.3.C. : Suma de espesores de las placas:

∑e

i

= 10mm.

Luego la L = 35 mm.

Tipo de tornillos: T12 x 35 4D

o Plaquita y tornillos de unión perfiles L-U.

Al igual que en el apartado anterior la combinación de cargas más desfavorable sería la suma de fuerza de compresión de viento, peso propio y sobrecarga de nieve: Nx máx. = F1yv + Fn + Fp = 500,93 N = 51,11 Kg. - Plaquita. Como elemento de unión será de acero inoxidable, al igual que la tornillería. Consideraremos sus dimensiones en base a las dimensiones de los perfiles, de forma que se apoye la misma área de la plaquita en ambos:

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Cotas en mm.

Consideraremos un espesor de 5 mm. , igual que el perfil de mayor espesor.

- Tornillos. T12 , 4D.

Solicitación de agotamiento de los tornillos: A = 0.762 cm2. σ1 = 2400 kg/cm²; Comprobamos 0.65σ1 · n · A > 51,11 Kg.

Solicitación de agotamiento de los perfiles o chapas: A= 0.5 * 1.3 = 0.65 cm2 (perfiles en L y plaquita) A= 0.2 * 1.3 = 0.26 cm2 (perfil en U ) σu = 1500 Kg / cm2.( perfiles L y U de aluminio )

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σu = 2250 Kg / cm2.( plaquita de acero )

Comprobamos en los tres casos: 2 · σu · A > 51,11 Kg.

Consultando la longitud de apretadura en la tabla 2.5.3.C. : Suma de espesores de las placas:

∑e

i

= 12mm.

Luego la L = 35 mm.

Finalmente: T12 x 35 4D

o Totales.

Emplearemos como elementos de unión en cada soporte:

4 plaquitas de unión de acero inoxidable de 68x30x5 mm 8 tornillos T12 x 35 4D 4 tornillos T12 x 35 4D 4 tornillos T10 x 75

1.5.3. SUJECIÓN DE LOS SOPORTES A LA SUPERFICIE

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1.5.3.1. Azotea.

La sujeción de los soportes a la azotea de grava se realizará mediante bloques de hormigón individuales.

- Calculo de vuelco.

c

Considerando una carga de viento horizontal: 2 Fv = 1 • ρ aire • Vviento • Cx • Area 2

h

d

Consideramos como área la del panel, aunque en realidad será algo menor lo que nos servirá para sobredimensionar los valores asegurando la estabilidad de la estructura. A = 1,25 m2. La velocidad máxima de viento considerada es de 120 Km / h = 33,3 m/s. ρaire = 1,29 Kg / m3 Fv = 1 • 1,29 • 33.3 2 • 1,2 • 1,25 = 98,536 Kp = 966,64 N 2

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h = 69,675 cm. Fv * h = 68,655 Kp m.

Peso total = PmóduloFV + Plosa PmóduloFV = 15 Kg.

Se deberá cumplir: Pesototal • d ≥ Fv • h

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Estableciendo la igualdad obtenemos Plosa = 53,655 Kg Añadimos un coeficiente de seguridad del 15% : P’losa = 62 Kg.

Como la distancia entre módulos es de 2,18 metros ( apartado 1.4.3. BASES) escogemos d = 1 m. , de forma que siga quedando suficiente espacio entre los módulos para la realización de reparaciones y mantenimiento. El ancho de las losas de hormigón será el de los paneles ( ya que no se ha dejado separación vertical entre los mismos , apartado 1.4.3. BASES ), es decir, 0,79 m.

Por tanto las dimensiones de las losas serán: 2 x 0,79 x 0,157 m

1.5.3.2. Tejado.

Para las fijaciones sobre chapa trapezoidal se ha elegido una solución específica para este tipo de tejados.

El sistema de montaje Fix 2000 de Schletter , fabricantes de sistemas de montaje para módulos fotovoltaicos , permiten fijar nuestro soportes a cualquier tejado cantilever de chapa trapezoidal de la siguiente forma:

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Schletter suministra tanto piezas estandarizadas como a medida, en función de la distancia entre nervios de nuestro tejado.

Elementos de sujeción: acero inoxidable 1.4301 Tornillos: acero inoxidable M10

Fig 1 . Abrazadera y tornillos.

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- Puntos de anclaje por metro cuadrado. Para la parte curva de tejado : 0,88 Para la subida final : 0,72

Fig. 2 Colocación de riostras transversales.

- La oferta será suministrada de la siguiente forma: Fijador trapecio Fix 2000 con 4 tornillos autoroscantes y kit tornillos M10. Perfil DN0 6 metros (unidad). Perfil DN0 cortado a medida.

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1.6. INSTALACIÓN ELECTRICA.

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

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Un sistema fotovoltaico conectado a red es un sistema de producción de energía eléctrica y, dadas las tensiones habituales en la parte de corriente continua y corriente alterna, se trata de una instalación eléctrica de baja tensión.

En nuestro caso debido a la potencia total instalada es un sistema trifásico para instalación a red de BT.

Debe disponer de las conexiones, aparamenta y protecciones adecuadas, cumpliendo el Reglamento Electrotécnico de Baja tensión.

1.6.1. RESUMEN DE LAS INSTRUCCIONES TÉCNICAS COMPLEMENTARIAS DEL REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO DE BAJA TENSIÓN APLICABLES A LA INSTRALACION.

NOTA : Se mantendrá en cada la ITC la numeración propia del Reglamento para posteriores referencias.

ITC BT 06.Redes aéreas para distribución en Baja Tensión..

1. Conductores Los conductores utilizados en las redes aéreas serán de cobre, aluminio o de otros materiales o aleaciones que posean características eléctricas y mecánicas adecuadas y serán preferentemente aislados

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1.1.1 Conductores aislados Los conductores aislados serán de tensión asignada no inferior a 0,6/1 kV tendrán un recubrimiento tal que garantice una buena resistencia a las acciones de la intemperie y deberán satisfacer las exigencias especificadas en la norma UNE 21.030.

EJECUCIÓN DE LAS INSTALACIONES

3.1 Instalación de conductores aislados Los conductores dotados de envolventes aislantes, cuya tensión nominal sea inferior a 0,6/1 kV se considerarán, a efectos de su instalación, como conductores desnudos. (Apartado 3.2). Los conductores aislados de tensión nominal 0,6/1 kV. (UNE 21.030) podrán instalarse como:

3.1.1 Cables posados Directamente posados sobre fachadas o muros, mediante abrazaderas fijadas a los mismos y resistentes a las acciones de la intemperie. Los conductores se protegerán adecuadamente en aquellos lugares en que puedan sufrir deterioro mecánico de cualquier índole. En los espacios vacíos (cables no posados en fachada o muro) los conductores tendrán la condición de tensados y se regirán por lo indicado en el apartado 3.1.2. En general deberá respetarse una altura mínima al suelo de 2,5 metros. Lógicamente, si se produce una circunstancia particular como la señalada en el párrafo anterior, la altura mínima deberá ser la señalada en los puntos 3.1.2 y 3.9 para cada caso en

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particular. En los recorridos por debajo de ésta altura mínima al suelo (por ejemplo, para acometidas) deberán protegerse mediante elementos adecuados, conforme a los indicado en el apartado 1.2.1 de la ITC -BT 11, evitándose que los conductores pasen por delante de cualquier abertura existente en las fachadas o muros. En las proximidades de aberturas en fachadas deben respetarse las siguientes distancias mínimas: - Ventanas: 0,30 metros al borde superior de la abertura y 0,50 metros al borde inferior y bordes laterales de la abertura. - Balcones: 0,30 metros al borde superior de la abertura y 1,00 metros a los bordes laterales del balcón. Se tendrán en cuenta la existencia de salientes o marquesinas que puedan facilitar el posado de los conductores, pudiendo admitir, en éstos casos, una disminución de las distancias antes indicadas. Así mismo se respetará una distancia mínima de 0,05 metros a los elementos metálicos presentes en las fachadas, tales como escaleras, a no ser que el cable disponga de una protección conforme a lo indicado en el apartado 1.2.1 de la ITC BT 11.

3.1.2 Cables tensados Los cables con neutro fiador, podrán ir tensados entre piezas especiales colocadas sobre apoyos, fachadas o muros, con una tensión mecánica adecuada, sin considerar a éstos efectos el aislamiento como elemento resistente. Para el resto de los cables tensados se utilizarán cables fiadores de acero galvanizado, cuya resistencia a la

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rotura será, como mínimo, de 800 daN, y a los que se fijarán mediante abrazaderas u otros dispositivos apropiados los conductores aislados. Distancia al suelo: 4 m, salvo lo especificado en el apartado 3.9 para cruzamientos.

Empalmes y conexiones de conductores. Condiciones mecánicas y eléctricas de los mismos. Los empalmes y conexiones de conductores se realizarán utilizando piezas metálicas apropiadas, resistentes a la corrosión, y que aseguren un contacto eléctrico eficaz, de modo que en ellos, la elevación de temperatura no sea superior a la de los conductores. Los empalmes deberán soportar sin rotura ni deslizamiento del conductor, el 90 por ciento de su carga de rotura. No es admisible realizar empalmes por soldadura o por torsión directa de los conductores. En los empalmes y conexiones de conductores aislados, o de éstos con conductores desnudos, se utilizarán accesorios adecuados, resistentes a la acción de la intemperie y se colocarán de tal forma que eviten la penetración de la humedad en los conductores aislados. Las derivaciones se conectarán en las proximidades de los soportes de línea, y no originarán tracción mecánica sobre la misma. Con conductores de distinta naturaleza, se tomarán todas las precauciones necesarias para obviar los inconvenientes que se derivan de sus características especiales, evitando la corrosión electrolítica mediante piezas adecuadas.

3.4 Sección mínima del conductor neutro

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Dependiendo del número de conductores con que se haga la distribución la sección mínima del conductor neutro será: a) Con dos o tres conductores: igual a la de los conductores de fase. b) Con cuatro conductores: la sección de neutro será como mínimo, la de la tabla 1 de la ITC-BT-07, con un mínimo de 10 mm2 para cobre y de 16 mm2 para aluminio. En caso de utilizar conductor neutro de aleaciones de aluminio (por ejemplo ALMELEC), la sección a considerar será la equivalente, teniendo en cuenta las conductividades de los diferentes materiales.

3.5 Identificación del conductor neutro El conductor neutro deberá estar identificado por un sistema adecuado. En las líneas de conductores desnudos se admite que no lleve identificación alguna cuando éste conductor tenga distinta sección o cuando esté claramente diferenciado por su posición.

3.6 Continuidad del conductor neutro El conductor neutro no podrá ser interrumpido en las redes de distribución, salvo que ésta interrupción sea realizada con alguno de los dispositivos siguientes: a) Interruptores o seccionadores omnipolares que actúen sobre el neutro y las fases al mismo tiempo (corte omnipolar simultáneo), o que conecten el neutro antes que las fases y desconecten éstas antes que el neutro. b) Uniones amovibles en el neutro próximas a los interruptores o seccionadores de los conductores de fase, debidamente señalizadas, y que sólo puedan ser maniobradas mediante herramientas adecuadas, no debiendo, en éste caso, ser seccionado el

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neutro sin que lo estén previamente las fases, ni conectadas éstas sin haberlo sido previamente el neutro.

INTENSIDADES MÁXIMAS ADMISIBLES POR LOS CONDUCTORES.

4.1 Generalidades. Las intensidades máximas admisibles que figuran en los siguientes apartados de esta Instrucción, se aplican a los cables aislados de tensión asignada de 0,6/1 kV y a los conductores desnudos utilizados en redes aéreas.

4.2 Cables formados por conductores aislados con polietileno reticulado (XLPE), en haz, a espiral visible. Satisfarán las exigencias especificadas en UNE 21.030.

4.2.1 Intensidades máximas admisibles En las tablas 3, 4 y 5 figuran las intensidades máximas admisibles en régimen permanente, para algunos de estos tipos de cables, utilizados en condiciones normales de instalación. Se definen como condiciones normales de instalación las correspondientes a un solo cable, instalado al aire libre, y a una temperatura ambiente de 40ºC. Para condiciones de instalación diferentes u otras variables a tener en cuenta, se aplicarán los factores de corrección definidos en el apartado 4.2.2.

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4.2.2 Factores de corrección

Instalación expuesta directamente al sol. En zonas en las que la radiación solar es muy fuerte, se deberá tener en cuenta el calentamiento de la superficie de los cables con relación a la temperatura ambiente, por lo que en estos casos se aplica un factor de corrección 0,9 o inferior, tal como recomiendan las normas de la serie UNE 20.435.

Factores de corrección por agrupación de varios cables. En la tabla 6 figuran los factores de corrección de la intensidad máxima admisible, en caso de agrupación de varios cables en haz al aire. Estos factores se aplican a cables separados entre sí, una distancia comprendida entre un diámetro y un cuarto de diámetro en tendidos horizontales con cables en el mismo plano vertical. Para otras separaciones o agrupaciones consultar la norma UNE 21.144 -2-2

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A efectos de cálculo se considera como diámetro de un cable en haz, 2,5 veces el diámetro del conductor de fase.

Factores de corrección en función de la temperatura ambiente. En la tabla 7 figuran los factores de corrección para temperaturas diferentes a 40ºC.

4.2.3 Intensidades máximas de cortocircuito admisible en los conductores de los cables. En la tabla 8 y 9 se indican las intensidades de cortocircuito admisibles, en función de los diferentes tiempos de duración del cortocircuito.

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4.3 Conductores desnudos de cobre y aluminio. Las intensidades máximas admisibles en régimen permanente serán las obtenidas por aplicación de la tabla siguiente:

ITC BT 07 Redes subterráneas para distribución en Baja Tensión.

1. Cables 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.

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Dependiendo del número de conductores con que se haga la distribución, la sección mínima del conductor neutro será: a) Con dos o tres conductores: Igual a la de los conductores de fase. b) Con cuatro conductores, la sección del neutro será como mínimo la de la tabla 1

2. Ejecución de las instalaciones.

2.1 Instalación de cables aislados Las canalizaciones se dispondrán, en general, por terrenos de dominio público, y en zonas perfectamente delimitadas, preferentemente bajo las aceras. El trazado será lo más rectilíneo posible y a poder ser paralelo a referencias fijas como líneas en fachada y bordillos. Asimismo, deberán tenerse en cuenta los radios de curvatura mínimos, fijados por los fabricantes (o en su defecto los indicados en las normas de la serie UNE 20.435), a respetar en los cambios de dirección. En la etapa de proyecto se deberá consultar con las empresas de servicio público y con los posibles propietarios de servicios para conocer la posición de sus

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instalaciones en la zona afectada. Una vez conocida, antes de proceder a la apertura de las zanjas se abrirán calas de reconocimiento para confirmar o rectificar el trazado previsto en el proyecto.

3. INTENSIDADES MÁXIMAS ADMISIBLES

3.1 Intensidades máximas permanentes en los conductores de los cables: En las tablas que siguen se dan los valores indicados en la Norma UNE 20.435. En la tabla 2 se dan las temperaturas máximas admisibles en el conductor según los tipos de aislamiento. En las tablas 3, 4 y 5 se indican las intensidades máximas permanentes admisibles en los diferentes tipos de cables, en las condiciones tipo de instalación enterrada indicadas en el apartado 3.1.2.1. En las condiciones especiales de instalación indicadas en el apartado 3.1.2.2 se aplicarán los factores de corrección que correspondan según las tablas 6 a 9. Dichos factores de corrección se indican para cada condición que pueda diferenciar la instalación considerada de la instalación tipo. En las tablas 10, 11 y 12 se indican las intensidades máximas permanentes admisibles en los diferentes tipos de cables, en las condiciones tipo de instalación al aire indicadas en el apartado 3.1.4.1. En las condiciones especiales de instalación indicadas en el apartado 3.1.4.2 se aplicarán los factores de corrección que corresponda, tablas 13 a 15. Dichos factores de corrección se indican para cada condición que pueda diferenciar la instalación considerada de la instalación tipo.

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3.1.1 Temperatura máxima admisible Las intensidades máximas admisibles en servicio permanente dependen en cada caso de la temperatura máxima que el aislamiento pueda soportar sin alteraciones de sus propiedades eléctricas, mecánicas o químicas. Esta temperatura es función del tipo de aislamiento y del régimen de carga. En la tabla 2 se especifican, con carácter informativo, las temperaturas máximas admisibles, en servicio permanente y en cortocircuito, para algunos tipos de cables aislados con aislamiento seco.

3.1.2 Condiciones de instalación enterrada

3.1.2.1 Condiciones tipo de instalación enterrada A los efectos de determinar la intensidad máxima admisible, se considera la siguiente instalación tipo: Un solo cable tripolar o tetrapolar o una terna de cables unipolares en contacto mutuo, o un cable bipolar o dos cables unipolares en contacto mutuo, directamente enterrados en toda su longitud en una zanja de 0,70 m de profundidad, en un terreno de resistividad térmica media de 1 K.m/W y temperatura ambiente del terreno a dicha profundidad, de 25ºC.

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Para el caso de un cable bipolar, la intensidad máxima admisible será la correspondiente a la columna del cable tripolar o tetrapolar de la misma sección y tipo de aislamiento, multiplicada por 1,225.

Condiciones especiales de instalación enterrada y factores de corrección de intensidad admisible. La intensidad admisible de un cable, determinada por las condiciones de instalación enterrada cuyas características se han especificado en los apartados 2.1.1 y 3.1.2.1, deberán corregirse teniendo en cuenta cada una de las magnitudes de la instalación real que difieran de aquellas, de forma que el aumento de temperatura provocado por la circulación de la intensidad calculada, no dé lugar a una temperatura en el conductor superior a la prescrita en la tabla

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A continuación se exponen algunos casos particulares de instalación, cuyas características afectan al valor máximo de la intensidad admisible, indicando los factores de corrección a aplicar.

3.1.2.2.1 Cables enterrados en terrenos cuya temperatura sea distinta de 25ºC. En la tabla 6 se indican los factores de corrección, F, de la intensidad admisible para temperaturas del terreno, distintas de 25ºC, en función de la temperatura máxima de servicio, de la tabla 2.

3.1.2.2.2 Cables enterrados, directamente o en conducciones, en terreno de resistividad térmica distinta de 1 K. m/W. En la tabla 7 se indican, para distintas resistividades térmicas del terreno, los correspondientes factores de corrección de la intensidad admisible.

3.1.2.2.3 Cables tripolares o tetrapolares o ternas de cables unipolares agrupados bajo tierra.

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En la tabla 8 se indican los factores de corrección que se deben aplicar, según el número de cables tripolares o ternas de unipolares y la distancia entre ellos.

3.1.2.2.4 Cables enterrados en zanja a diferentes profundidades. En la tabla 9 se indican los factores de corrección que deben aplicarse para profundidades de instalación distintas de 0,70 m.

3.1.3 Cables enterrados en zanja en el interior de tubos o similares. En este tipo de instalaciones es de aplicación todo lo establecido en el apartado 3.1.2., además de lo indicado a continuación.

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Se instalará un circuito por tubo. La relación entre el diámetro interior del tubo y el diámetro

aparente

del

circuito

será

superior

a

2,

pudiéndose

aceptar

excepcionalmente 1,5. En el caso de una línea con cable tripolar o con una terna de cables unipolares en el interior de un mismo tubo, se aplicará un factor de corrección de 0,8. Si se trata de una línea con cuatro cables unipolares situados en sendos tubos, podrá aplicarse un factor de corrección de 0,9. Si se trata de una agrupación de tubos, el factor dependerá del tipo de agrupación y variará para cada cable según esté colocado en un tubo central o periférico. Cada caso deberá estudiarse individualmente. En el casa de canalizaciones bajo tubos que no superen los 15 m, si el tubo se rellena con aglomerados especiales no será necesario aplicar factor de corrección de intensidad por este motivo.

3.1.4 Condiciones de instalación al aire (en galerías, zanjas registrables, atarjeas o canales revisables).

3.1.4.1 Condiciones tipo de instalación al aire (en galerías, zanjas registrables, etc.). A los efectos de determinar la intensidad máxima admisible, se considera la siguiente instalación tipo: Un solo cable tripolar o tetrapolar o una terna de cables unipolares en contacto mutuo, con una colocación tal que permita una eficaz renovación del aire, siendo la temperatura del medio ambiente de 40ºC. Por ejemplo, con el cable colocado sobre bandejas o fijado a una pared, etc.

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3.2 Intensidades de cortocircuito admisibles en los conductores En las tablas 16 y 17 se indican las densidades de corriente de cortocircuito admisibles en los conductores de aluminio y de cobre de los cables aislados con diferentes materiales en función de los tiempos de duración del cortocircuito.

ITC BT 16. Contadores.

1. GENERALIDADES Los contadores y demás dispositivos para la medida de la energía eléctrica, podrán estar ubicados en:

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- módulos (cajas con tapas precintables) - paneles - armarios Todos ellos, constituirán conjuntos que deberán cumplir la norma UNE-EN 60.439 partes 1,2 y 3. El grado de protección mínimo que deben cumplir estos conjuntos, de acuerdo con la norma UNE 20.324 y UNE-EN 50.102, respectivamente. - para instalaciones de tipo interior: IP40; IK 09 - para instalaciones de tipo exterior: IP43; IK 09 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. Cuando se utilicen módulos o armarios, éstos deberán disponer de ventilación interna para evitar condensaciones sin que disminuya su grado de protección. Las dimensiones de los módulos, paneles y armarios, serán las adecuadas para el tipo y número de contadores así como del resto de dispositivos necesarios para la facturación de la energía, que según el tipo de suministro deban llevar.

Los cables serán de 6 mm2 de sección, salvo cuando se incumplan las prescripciones reglamentarias en lo que afecta a previsión de cargas y caídas de tensión, en cuyo caso la sección será mayor.

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Los cables serán no propagadores del incendio y con emisión de humos y opacidad reducida. Los cables con características equivalentes a la norma UNE 21.027 –9 (mezclas termoestables) o a la norma UNE 21.1002 (mezclas termoplásticas) cumplen con esta prescripción. Asimismo, deberá disponer del cableado necesario para los circuitos de mando y control con el objetivo de satisfacer las disposiciones tarifarias vigentes. El cable tendrá las mismas características que las indicadas anteriormente, su color de identificación será el rojo y con una sección de 1,5 mm2. Las conexiones se efectuarán directamente y los conductores no requerirán preparación especial o terminales.

2. FORMAS DE COLOCACIÓN

2.1 Colocación en forma individual Esta disposición se utilizará sólo cuando se trate de un suministro a un único usuario independiente o a dos usuarios alimentados desde un mismo lugar. Se hará uso de la Caja de Protección y Medida, de los tipos y características indicados en el apartado 2 de ITC MIE-BT-13, 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. El emplazamiento de la Caja de Protección y Medida se efectuará de acuerdo a lo indicado en el apartado 2.1 de la ITC MIE-BT-13.

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Para suministros industriales, comerciales o de servicios con medida indirecta, dada la complejidad y diversidad que ofrecen, la solución a adoptar será la que se especifique en las requisitos particulares de la empresa suministradora para cada caso en concreto, partiendo de los siguientes principios: - fácil lectura del equipo de medida - acceso permanente a los fusibles generales de protección - garantías de seguridad y mantenimiento El usuario será responsable del quebrantamiento de los precintos que coloquen los organismos oficiales o las empresas suministradoras, así como de la rotura de cualquiera de los elementos que queden bajo su custodia, cuando el contador esté instalado dentro de su local o vivienda. En el caso de que el contador se instale fuera, será responsable el propietario del edificio.

2.2.2 En armario Si el número de contadores a centralizar es igual o inferior a 16, además de poderse instalar en un local, la concentración podrá ubicarse en un armario destinado única y exclusivamente a este fin. Este armario, reunirá los siguientes requisitos: - estará situado en la planta baja, entresuelo o primer sótano del edificio, salvo cuando existan concentraciones por plantas, empotrado o adosado sobre un paramento de la zona común de la entrada lo más próximo a ella y a la canalización de las derivaciones individuales. - no tendrá bastidores intermedios que dificulten la instalación o lectura de los contadores y demás dispositivos.

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- desde la parte más saliente del armario hasta la pared opuesta deberá respetarse un pasillo de 1,5 m como mínimo. - los armarios tendrán una característica parallamas mínima, PF 30 - las puertas de cierre, dispondrán de la cerradura que tenga normalizada la empresa suministradora. - dispondrá de ventilación y de iluminación suficiente y en sus inmediaciones, se instalará un extintor móvil, de eficacia mínima 21B, cuya instalación y mantenimiento será a cargo de la propiedad del edificio. Igualmente, se colocará una base de enchufe (toma de corriente) con toma de tierra de 16 A para servicios de mantenimiento.

4. ELECCIÓN DEL SISTEMA Para homogeneizar estas instalaciones la Empresa Suministradora, de común acuerdo con la propiedad, elegirá de entre las soluciones propuestas la que mejor se ajuste al suministro solicitado. En caso de discrepancia resolverá el Organismo Competente de la Administración Se admitirán otras soluciones tales como contadores individuales en viviendas o locales, cuando se incorporen al sistema nuevas técnicas de telegestión.

ITC BT 17. Dispositivos generales e individuales de mando y protección.

1. DISPOSITIVOS GENERALES E INDIVIDUALES DE MANDO Y PROTECCIÓN. INTERRUPTOR DE CONTROL DE POTENCIA

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1.1 Situación Los dispositivos generales de mando y protección, se situarán lo más cerca posible del punto de entrada de la derivación individual en el local o vivienda del usuario En los locales destinados a actividades industriales o comerciales, deberán situarse lo más próximo posible a una puerta de entrada de éstos. Los dispositivos individuales de mando y protección de cada uno de los circuitos, que son el origen de la instalación interior, podrán instalarse en cuadros separados y en otros lugares. 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 e individuales de mando y protección de los circuitos, medida desde el nivel del suelo, estará comprendida entre 1,4 y 2 m, para viviendas. En locales comerciales, la altura mínima será de 1 m desde el nivel del suelo.

1.2 Composición y características de los cuadros Los dispositivos generales e individuales de mando y protección, cuya posición de servicio será vertical, se ubicarán en el interior de uno o varios cuadros de distribución de donde partirán los circuitos interiores. Las envolventes de los cuadros se ajustarán a las normas UNE 20.451 y UNE-EN 60.439 -3, con un grado de protección mínimo IP 30 según UNE 20.324 e IK07 según UNE-EN 50.102..

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Los dispositivos generales e individuales de mando y protección serán, como mínimo: - Un interruptor general automático de corte omnipolar, que permita su accionamiento manual y que esté dotado de elementos de protección contra sobrecarga y cortocircuitos. Este interruptor será independiente del interruptor de control de potencia. - 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 de acuerdo con la ITC-BT-24. - Dispositivos de corte omnipolar, destinados a la protección contra sobrecargas y cortocircuitos de cada uno de los circuitos interiores de la vivienda o local. - Dispositivo de protección contra sobretensiones, según ITC-BT-23, si fuese necesario. Si por el tipo o carácter de la instalación se instalase un interruptor diferencial por cada circuito o grupo de circuitos, se podría prescindir del interruptor diferencial general, siempre que queden protegidos todos los circuitos. En el caso de que se instale más de un interruptor diferencial en serie, existirá una selectividad entre ellos. Según la tarifa a aplicar, el cuadro deberá prever la instalación de los mecanismos de control necesarios por exigencia de la aplicación de esa tarifa.

1.3 Características principales de los dispositivos de protección 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.

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Los demás interruptores automáticos y diferenciales deberán resistir las corrientes de cortocircuito que puedan presentarse en el punto de su instalación. La sensibilidad de los interruptores diferenciales responderá a lo señalado en la Instrucción ITC-BT-24. Los dispositivos de protección contra sobrecargas y cortocircuitos de los circuitos interiores serán de corte omnipolar y tendrán los polos protegidos que corresponda al número de fases del circuito que protegen. Sus características de interrupción estarán de acuerdo con las corrientes admisibles de los conductores del circuito que protegen.

ITC BT 18. Instalaciones de puesta a tierra.

1. OBJETO 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. Cuando otras instrucciones técnicas prescriban como obligatoria la puesta a tierra de algún elemento o parte de la instalación, dichas puestas a tierra se regirán por el contenido de la presente instrucción.

2. PUESTA O CONEXION A TIERRA. DEFINICION 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

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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.

3. UNIONES A TIERRA Las disposiciones de puesta a tierra pueden ser utilizadas a la vez o separadamente, por razones de protección o razones funcionales, según las prescripciones de la instalación. 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 sinpeligro, 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.

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- Contemplen los posibles riesgos debidos a electrólisis que pudieran afectar a otras partes metálicas.

3.4 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.

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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: - al neutro de la red, - a un relé de protección. La sección de los conductores de protección será la indicada en la tabla 2, o se obtendrá por cálculo conforme a lo indicado en la Norma UNE 20.460 -5-54 apartado 543.1.1.

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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Cuando la instalación consta de partes de envolventes de conjuntos montadas en fábrica o de canalizaciones prefabricadas con envolvente metálica, estas envolventes pueden ser utilizadas como conductores de protección si satisfacen, simultáneamente, las tres condiciones siguientes: a) Su continuidad eléctrica debe ser tal que no resulte afectada por deterioros mecánicos, químicos o electroquímicos. b) Su conductibilidad debe ser, como mínimo, igual a la que resulta por la aplicación del presente apartado. c) Deben permitir la conexión de otros conductores de protección en toda derivación predeterminada. La cubierta exterior de los cables con aislamiento mineral, puede utilizarse como conductor de protección de los circuitos correspondientes, si satisfacen simultáneamente las condiciones a) y b) anteriores. Otros conductos (agua, gas u otros tipos) o estructuras metálicas, no pueden utilizarse como conductores de protección (CP ó CPN). Los conductores de protección deben estar convenientemente protegidos contra deterioros mecánicos, químicos y electroquímicos y contra los esfuerzos electrodinámicos. Las conexiones deben ser accesibles para la verificación y ensayos, excepto en el caso de las efectuadas en cajas selladas con material de relleno o en cajas no desmontables con juntas estancas. Ningún aparato deberá ser intercalado en el conductor de protección, aunque para los ensayos podrán utilizarse conexiones desmontables mediante útiles adecuados.

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Las masas de los equipos a unir con los conductores de protección no deben ser conectadas en serie en un circuito de protección, con excepción de las envolventes montadas en fábrica o canalizaciones prefabricadas mencionadas anteriormente.

4. PUESTA A TIERRA POR RAZONES DE PROTECCION Para las medidas de protección en los esquemas TN, TT e IT, ver la ITC-BT 24. Cuando se utilicen dispositivos de protección contra sobreintensidades para la protección contra el choque eléctrico, será preceptiva la incorporación del conductor de protección en la misma canalización que los conductores activos o en su proximidad inmediata.

5. PUESTA A TIERRA POR RAZONES FUNCIONALES Las puestas a tierra por razones funcionales deben ser realizadas de forma que aseguren el funcionamiento correcto del equipo y permitan un funcionamiento correcto y fiable de la instalación.

6. PUESTA A TIERRA POR RAZONES COMBINADAS DE PROTECCION Y FUNCIONALES Cuando la puesta a tierra sea necesaria a la vez por razones de protección y funcionales, prevalecerán las prescripciones de las medidas de protección.

7. CONDUCTORES CPN (TAMBIÉN DENOMINADOS PEN) En el esquema TN, cuando en las instalaciones fijas el conductor de protección tenga una sección al menos igual a 10 mm2, en cobre o aluminio, las funciones de

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conductor de protección y de conductor neutro pueden ser combinadas, a condición de que la parte de la instalación común no se encuentre protegida por un dispositivo de protección de corriente diferencial residual. Sin embargo, la sección de mínima de un conductor CPN puede ser de 4 mm2, a condición de que el cable sea de cobre y del tipo concéntrico y que las conexiones que aseguran la continuidad estén duplicadas en todos los puntos de conexión sobre el conductor externo. El conductor CPN concéntrico debe utilizarse a partir del transformador y debe limitarse a aquellas instalaciones en las que se utilicen accesorios concebidos para este fin. El conductor CPN debe estar aislado para la tensión más elevada a la que puede estar sometido, con el fin de evitar las corrientes de fuga. El conductor CPN no tiene necesidad de estar aislado en el interior de los aparatos. Si a partir de un punto cualquiera de la instalación, el conductor neutro y el conductor de protección están separados, no estará permitido conectarlos entre sí en la continuación del circuito por detrás de este punto. En el punto de separación, deben preverse bornes o barras separadas para el conductor de protección y para el conductor neutro. El conductor CPN debe estar unido al borne o a la barra prevista para el conductor de protección.

8. CONDUCTORES DE EQUIPOTENCIALIDAD El conductor principal de equipotencialidad debe tener una sección no inferior a la mitad de la del conductor de protección de sección mayor de la instalación, con un mínimo de 6 mm2. Sin embargo, su sección puede ser reducida a 2,5 mm2, si es de cobre.

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Si el conductor suplementario de equipotencialidad uniera una masa a un elemento conductor, su sección no será inferior a la mitad de la del conductor de protección unido a esta masa. La unión de equipotencialidad suplementaria puede estar asegurada, bien por elementos conductores no desmontables, tales como estructuras metálicas no desmontables, bien por conductores suplementarios, o por combinación de los dos.

ITC BT 19.Instalaciones interiores. Prescripciones generales.

1. CAMPO DE APLICACIÓN Las prescripciones contenidas en esta Instrucción se extienden a las instalaciones interiores dentro del campo de aplicación del artículo 2 y con tensión asignada dentro de los márgenes de tensión fijados en el artículo 4 del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión.

2. PRESCRIPCIONES DE CARÁCTER GENERAL

2.1 Regla general La determinación de las características de la instalación deberá efectuarse de acuerdo con lo señalado en la Norma UNE 20.460 -3.

2.2 Conductores activos

2.2.1 Naturaleza de los conductores

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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, tal como se indica en la ITC-BT 20.

2.2.2 Sección de los conductores. Caídas de tensión 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. 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.

2.2.3 Intensidades máximas admisibles

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Las intensidades máximas admisibles, se regirán en su totalidad por lo indicado en la Norma UNE 20.460 -5-523 y su anexo Nacional. En la siguiente tabla se indican las intensidades admisibles para una temperatura ambiente del aire de 40 C y para distintos métodos de instalación, agrupamientos y tipos de cables. Para otras temperaturas, métodos de instalación, agrupamientos y tipos de cable, así como para conductores enterrados, consultar la Norma UNE 20.460 -5-523.

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2.2.4 Identificación de conductores Los conductores de la instalación deben ser fácilmente identificables, especialmente por lo que respecta al conductor neutro y al conductor de protección. Esta identificación se realizará por los colores que presenten sus aislamientos. Cuando exista conductor neutro en la instalación o se prevea para un conductor de fase su pase posterior a conductor neutro, se identificarán éstos por el color azul claro. Al conductor de protección se le identificará por el color verde-amarillo. Todos los conductores de fase, o en su caso, aquellos para los que no se prevea su pase posterior a neutro, se identificarán por los colores marrón o negro. Cuando se considere necesario identificar tres fases diferentes, se utilizará también el color gris.

2.3 Conductores de protección Se aplicará lo indicado en la Norma UNE 20.460 -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 2, 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 2.

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2.5 Equilibrado de cargas Para que se mantenga el mayor equilibrio posible en la carga de los conductores que forman parte de una instalación, se procurará que aquella quede repartida entre sus fases o conductores polares.

2.6 Posibilidad de separación de la alimentación Se podrán desconectar de la fuente de alimentación de energía, las siguientes instalaciones: a) Toda instalación cuyo origen esté en una línea general de alimentación b) Toda instalación con origen en un cuadro de mando o de distribución. Los dispositivos admitidos para esta desconexión, que garantizarán la separación omnipolar excepto en el neutro de las redes TN-C, son: - Los cortacircuitos fusibles - Los seccionadores - Los interruptores con separación de contactos mayor de 3 mm o con nivel de seguridad equivalente - Los bornes de conexión, sólo en caso de derivación de un circuito Los dispositivos de desconexión se situarán y actuarán en un mismo punto de la instalación, y cuando esta condición resulte de difícil cumplimiento, se colocarán

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instrucciones o avisos aclaratorios. Los dispositivos deberán ser accesibles y estarán dispuestos de forma que permitan la fácil identificación de la parte de la instalación que separan.

2.7 Posibilidad de conectar y desconectar en carga Se instalarán dispositivos apropiados que permitan conectar y desconectar en carga en una sola maniobra, en: a) Toda instalación interior o receptora en su origen, circuitos principales y cuadros secundarios. Podrán exceptuarse de esta prescripción los circuitos destinados a relojes, a rectificadores para instalaciones telefónicas cuya potencia nominal no exceda de 500 VA y los circuitos de mando o control, siempre que su desconexión impida cumplir alguna función importante para la seguridad de la instalación. Estos circuitos podrán desconectarse mediante dispositivos independientes del general de la instalación. b) Cualquier receptor c) Todo circuito auxiliar para mando o control, excepto los destinados a la tarificación de la energía d) Toda instalación de aparatos de elevación o transporte, en su conjunto. e) Todo circuito de alimentación en baja tensión destinado a una instalación de tubos luminosos de descarga en alta tensión f) Toda instalación de locales que presente riesgo de incendio o de explosión. g) Las instalaciones a la intemperie h) Los circuitos con origen en cuadros de distribución i) Las instalaciones de acumuladores

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j) Los circuitos de salida de generadores Los dispositivos admitidos para la conexión y desconexión en carga son: - Los interruptores manuales. - Los cortacircuitos fusibles de accionamiento manual, o cualquier otro sistema aislado que permita estas maniobras siempre que tengan poder de corte y de cierre adecuado e independiente del operador. - Las clavijas de las tomas de corriente de intensidad nominal no superior a 16 A.

Deberán ser de corte omnipolar los dispositivos siguientes: - Los situados en el cuadro general y secundarios de toda instalación interior o receptora. - Los destinados a circuitos excepto en sistemas de distribución TN-C, en los que el corte del conductor neutro esta prohibido y excepto en los TN-S en los que se pueda asegurar que el conductor neutro esta al potencial de tierra. - Los destinados a receptores cuya potencia sea superior a 1.000 W, salvo que prescripciones particulares admitan corte no omnipolar. - Los situados en circuitos que alimenten a lámparas de descarga o autotransformadores. - Los situados en circuitos que alimenten a instalaciones de tubos de descarga en alta tensión. En los demás casos, los dispositivos podrán no ser de corte omnipolar. El conductor neutro o compensador no podrá ser interrumpido salvo cuando el corte se establezca por interruptores omnipolares.

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2.8 Medidas de protección contra contactos directos o indirectos Las instalaciones eléctricas se establecerán de forma que no supongan riesgo para las personas y los animales domésticos tanto en servicio normal como cuando puedan presentarse averías previsibles. En relación con estos riesgos, las instalaciones deberán proyectarse y ejecutarse aplicando las medidas de protección necesarias contra los contactos directos e indirectos. Estas medidas de protección son las señaladas en la Instrucción ITC-BT-24 y deberán cumplir lo indicado en la UNE 20.460, parte 4-41 y parte 4-47.

2.9 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:

2.11 Conexiones En ningún caso se permitirá la unión de conductores mediante conexiones y/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

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asimismo, la utilización de bridas de conexión. Siempre deberán realizarse en el interior de cajas de empalme y/o de derivación salvo en los casos indicados en el apartado 3.1. de la ITC-BT-21. Si se trata de conductores de varios alambres cableados, las conexiones se realizarán de forma que la corriente se reparta por todos los alambres componentes y si el sistema adoptado es de tornillo de apriete entre una arandela metálica bajo su cabeza y una superficie metálica, los conductores de sección superior a 6 mm2 deberán conectarse por medio de terminales adecuados, de forma que las conexiones no queden sometidas a esfuerzos mecánicos.

ITC BT 20. Sistemas de instalación.

1. GENERALIDADES Los sistemas de instalación que se describen en esta Instrucción Técnica deberán tener en consideración los principios fundamentales de la norma UNE 20.460 -5-52.

2. SISTEMAS DE INSTALACIÓN La selección del tipo de canalización en cada instalación particular se realizara escogiendo, en función de las influencias externas, el que se considere más adecuado de entre los descritos para conductores y cables en la norma UNE 20.460 -5-52.

2.1 Prescripciones Generales Circuitos de potencia 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.

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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: - 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.

2.1.1 Disposiciones 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.

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Las canalizaciones eléctricas y las no eléctricas sólo podrán ir dentro de un mismo canal o hueco en la construcción, cuando se cumplan simultáneamente las siguientes condiciones: a) La protección contra contactos indirectos estará asegurada por alguno de los sistemas señalados en la Instrucción ITC-BT-24, considerando a las conducciones no eléctricas, cuando sean metálicas, como elementos conductores. b) Las canalizaciones eléctricas estarán convenientemente protegidas contra los posibles peligros que pueda presentar su proximidad a canalizaciones, y especialmente se tendrá en cuenta: - La elevación de la temperatura, debida a la proximidad con una conducción de fluido caliente. - La condensación - La inundación, por avería en una conducción de líquidos; en este caso se tomarán todas las disposiciones convenientes para asegurar su evacuación - La corrosión, por avería en una conducción que contenga un fluido corrosivo - La explosión, por avería en una conducción que contenga un fluido inflamable - La intervención por mantenimiento o avería en una de las canalizaciones puede realizarse sin dañar al resto.

2.1.2 Accesibilidad 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.

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2.1.3 Identificación 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.

2.2 Condiciones particulares 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. Los sistemas de instalación de las canalizaciones, en función de la situación deben estar de acuerdo con la tabla 2.

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2.2.1 Conductores aislados bajo tubos protectores Los cables utilizados serán de tensión asignada no inferior a 450/750 V y los tubos cumplirán lo establecido en la ITC-BT-21.

2.2.2 Conductores aislados fijados directamente sobre las paredes Estas instalaciones se establecerán con cables de tensiones asignadas no inferiores a

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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 20.460 -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 parte 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 puntos de fijación de los cables estarán suficientemente próximos para evitar que esta distancia pueda quedar disminuida. Cuando el cruce de los cables requiera su empotramiento para respetar la separación mínima de 3 cm, se seguirá lo

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dispuesto en el apartado 2.2.1 de la presente instrucción. Cuando el cruce se realice bajo molduras, se seguirá lo dispuesto en el apartado 2.2.8 de la presente instrucción. - 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.

2.2.5 Conductores aéreos Los conductores aéreos no cubiertos en 2.2.2, cumplirán lo establecido en la ITC BT06.

2.2.9 Conductores aislados en bandeja o soporte de bandejas Sólo se utilizarán conductores aislados con cubierta (incluidos cables armados o con aislamiento mineral), unipolares o multipolares según norma UNE 20.460 -5-52.

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3. PASO A TRAVÉS DE ELEMENTOS DE LA CONSTRUCCIÓN El paso de las canalizaciones a través de elementos de la construcción, tales como muros, tabiques y techos, se realizará de acuerdo con las siguientes prescripciones: - En toda la longitud de los pasos de canalizaciones no se dispondrán empalmes o derivaciones de cables. - Las canalizaciones estarán suficientemente protegidas contra los deterioros mecánicos, las acciones químicas y los efectos de la humedad. Esta protección se exigirá de forma continua en toda la longitud del paso. - Si se utilizan tubos no obturados para atravesar un elemento constructivo que separe dos locales de humedades marcadamente diferentes, se dispondrán de modo que se impida la entrada y acumulación de agua en el local menos húmedo, curvándolos convenientemente en su extremo hacia el local más húmedo. Cuando los pasos desemboquen al exterior se instalará en el extremo del tubo una pipa de porcelana o vidrio, o de otro material aislante adecuado, dispuesta de modo que el paso exterior-interior de los conductores se efectúe en sentido ascendente. - En el caso que las canalizaciones sean de naturaleza distinta a uno y otro lado del paso, éste se efectuará por la canalización utilizada en el local cuyas prescripciones de instalación sean más severas. - Para la protección mecánica de los cables en la longitud del paso, se dispondrán éstos en el interior de tubos normales cuando aquella longitud no exceda de 20 cm y si excede, se dispondrán tubos conforme a la tabla 3 de la Instrucción ITC-BT-21. Los extremos de los tubos metálicos sin aislamiento interior estarán provistos de boquillas aislantes de bordes redondeados o de dispositivo equivalente, o bien los bordes de los tubos estarán convenientemente redondeados, siendo suficiente para los

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tubos metálicos con aislamiento interior que éste último sobresalga ligeramente del mismo. También podrán emplearse para proteger los conductores los tubos de vidrio o porcelana o de otro material aislante adecuado de suficiente resistencia mecánica. No necesitan protección suplementaria los cables provistos de una armadura metálica ni los cables con aislamiento mineral, siempre y cuando su cubierta no sea atacada por materiales de los elementos a atravesar. - Si el elemento constructivo que debe atravesarse separa dos locales con las mismas características de humedad, pueden practicarse aberturas en el mismo que permitan el paso de los conductores respetando en cada caso las separaciones indicadas para el tipo de canalización de que se trate. - Los pasos con conductores aislados bajo molduras no excederán de 20 cm; en los demás casos el paso se efectuará por medio de tubos. - En los pasos de techos por medio de tubo, éste estará obturado mediante cierre estanco y su extremidad superior saldrá por encima del suelo una altura al menos igual a la de los rodapiés, si existen, o a 10 centímetros en otro caso. Cuando el paso se efectúe por otro sistema, se obturará igualmente mediante material incombustible, de clase y resistencia al fuego, como mínimo, igual a la de los materiales de los elementos que atraviesa.

ITC BT 21. Instalaciones interiores. Tubos y canales receptoras.

1. TUBOS PROTECTORES

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1.1 Generalidades 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). Los tubos se clasifican según lo dispuesto en las normas siguientes: UNE-EN 50.086 -2-1: Sistemas de tubos rígidos UNE-EN 50.086 -2-2: Sistemas de tubos curvables UNE-EN 50.086 -2-3: Sistemas de tubos flexibles UNE-EN 50.086 -2-4: Sistemas de tubos enterrados. 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 60.423. Para los tubos enterrados, las dimensiones se corresponden con las indicadas en la norma UNE-EN 50.086 -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)

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1.2 Características mínimas de los tubos, en función del tipo de instalación

1.2.1 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 en la tabla 1.

Los tubos deberán tener un diámetro tal que permitan un fácil alojamiento y extracción de los cables o conductores aislados. En la tabla 2 figuran los diámetros exteriores mínimos de los tubos en función del número y la sección de los conductores o cables a conducir.

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2. INSTALACIÓN Y COLOCACIÓN DE LOS TUBOS La instalación y puesta en obra de los tubos de protección deberá cumplir lo indicado a continuación y en su defecto lo prescrito en la norma UNE 20.460-5-523 y en las ITCBT- 19 e ITC-BT-20.

2.1 Prescripciones generales 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.

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- 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 50.086 -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. - 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. - 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. - 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

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sean metálicos y penetren en una caja de conexión o aparato, estarán provistos de boquillas con bordes redondeados. - En los tubos metálicos sin aislamiento interior, se tendrá en cuenta las posibilidades de que se produzcan condensaciones de agua en su interior. - Los tubos metálicos que sean accesibles deben ponerse a tierra. Su continuidad eléctrica deberá quedar convenientemente asegurada. - 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.) se protegerán las canalizaciones.

ITC BT 22. Instalaciones interiores. Protección contra sobreintensidades.

1. PROTECCIÓN DE LAS INSTALACIONES. 1.1 Protección contra sobreintensidades Todo circuito estará protegido contra los efectos de las sobreintensidades que puedan presentarse en el mismo, para lo cual la interrupción de este circuito se realizará en un tiempo conveniente o estará dimensionado para las sobreintensidades previsibles. Las sobreintensidades pueden estar motivadas por: - Sobrecargas debidas a los aparatos de utilización o defectos de aislamiento de gran impedancia. - Cortocircuitos.

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- Descargas eléctricas atmosféricas

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

La norma UNE 20.460 -4-43 recoge en su articulado todos los aspectos requeridos para los dispositivos de protección en sus apartados: 432 - Naturaleza de los dispositivos de protección. 433 - Protección contra las corrientes de sobrecarga. 434 - Protección contra las corrientes de cortocircuito.

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435 - Coordinación entre la protección contra las sobrecargas y la protección contra los cortocircuitos. 436 - Limitación de las sobreintensidades por las características de alimentación.

1.2 Aplicación de las medidas 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, resumiendo los diferentes casos en la siguiente tabla.

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ITC BT 23. Instalaciones interiores. Protección contra sobretensiones.

1. OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN Esta instrucción trata de la protección de las instalaciones eléctricas interiores contra las sobretensiones transitorias que se transmiten por las redes de distribución y que se originan, fundamentalmente, como consecuencia de las descargas atmosféricas, conmutaciones de redes y defectos en las mismas.

3. MEDIDAS PARA EL CONTROL DE LAS SOBRETENSIONES Es preciso distinguir dos tipos de sobretensiones: - Las producidas como consecuencia de la descarga directa del rayo. Esta instrucción no trata este caso - Las debidas a la influencia de la descarga lejana del rayo, conmutaciones de la red, defectos de red, efectos inductivos, capacitivos, etc. Se pueden presentar dos situaciones diferentes: - Situación natural: cuando no es preciso la protección contra las sobretensiones transitorias - Situación controlada: cuando es preciso la protección contra las sobretensiones transitorias

3.1 Situación natural Cuando se prevé un bajo riesgo de sobretensiones en una instalación (debido a que está alimentada por una red subterránea en su totalidad), se considera suficiente la

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resistencia a las sobretensiones de los equipos que se indica en la Tabla 1 y no se requiere ninguna protección suplementaria contra las sobretensiones transitorias. Una línea aérea constituida por conductores aislados con pantalla metálica unida a tierra en sus dos extremos, se considera equivalente a una línea subterránea.

3.2 Situación controlada Cuando una instalación se alimenta por, o incluye, una línea aérea con conductores desnudos o aislados, se considera necesaria una protección contra sobretensiones de origen atmosférico en el origen de la instalación. El nivel de sobretensiones puede controlarse mediante dispositivos de protección contra las sobretensiones colocados en las líneas aéreas (siempre que estén suficientemente próximos al origen de la instalación) o en la instalación eléctrica del edificio 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. En redes TT o IT, los descargadores se conectarán entre cada uno de los conductores, incluyendo el neutro o compensador y la tierra de la instalación. En redes TN-S, los descargadores se conectarán entre cada uno de los conductores de fase y el conductor de protección. En redes TN-C, los descargadores se conectarán entre cada uno de los conductores de fase y el neutro o compensador. No obstante se permiten otras formas de conexión, siempre que se demuestre su eficacia.

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4. 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 1, según su categoría. Los equipos y materiales que tengan una tensión soportada a impulsos inferior a la indicada en la tabla 1, se pueden utilizar, no obstante: - en situación natural, cuando el riesgo sea aceptable. - en situación controlada, si la protección contra las sobretensiones es adecuada.

ITC BT 24. Instalaciones interiores. Protección contra contactos directos e indirectos.

1. INTRODUCCIÓN La presente instrucción describe las medidas destinadas a asegurar la protección de las personas y animales domésticos contra los choques eléctricos. En la protección contra los choques eléctricos se aplicarán las medidas apropiadas: - para la protección contra los contactos directos y contra los contactos indirectos. - para la protección contra contactos directos. - para la protección contra contactos indirectos

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2. PROTECCIÓN CONTRA CONTACTOS DIRECTOS E INDIRECTOS La protección contra los choques eléctricos para contactos directos e indirectos a la vez se realiza mediante la utilización de muy baja tensión de seguridad MBTS.

3. PROTECCIÓN CONTRA CONTACTOS DIRECTOS Esta protección consiste en tomar las medidas destinadas a proteger las personas contra los peligros que pueden derivarse de un contacto con las partes activas de los materiales eléctricos. Salvo indicación contraria, los medios a utilizar vienen expuestos y definidos en la Norma UNE 20.460 -4-41, que son habitualmente: - Protección por aislamiento de las partes activas. - Protección por medio de barreras o envolventes. - Protección por medio de obstáculos. - Protección por puesta fuera de alcance por alejamiento. - Protección complementaria por dispositivos de corriente diferencial residual . 3.1 Protección por aislamiento de las partes activas Las partes activas deberán estar recubiertas de un aislamiento que no pueda ser eliminado más que destruyéndolo. Las pinturas, barnices, lacas y productos similares no se considera que constituyan un aislamiento suficiente en el marco de la protección contra los contactos directos.

3.2 Protección por medio de barreras o envolventes

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Las partes activas deben estar situadas en el interior de las envolventes o detrás de barreras que posean, como mínimo, el grado de protección IP XXB, según UNE 20.324. Si se necesitan aberturas mayores para la reparación de piezas o para el buen funcionamiento de los equipos, se adoptarán precauciones apropiadas para impedir que las personas o animales domésticos toquen las partes activas y se garantizará que las personas sean conscientes del hecho de que las partes activas no deben ser tocadas voluntariamente. Las superficies superiores de las barreras o envolventes horizontales que son fácilmente accesibles, deben responder como mínimo al grado de protección IP4X o IP XXD. Las barreras o envolventes deben fijarse de manera segura y ser de una robustez y durabilidad suficientes para mantener los grados de protección exigidos, con una separación suficiente de las partes activas en las condiciones normales de servicio, teniendo en cuenta las influencias externas. Cuando sea necesario suprimir las barreras, abrir las envolventes o quitar partes de éstas, esto no debe ser posible más que: - bien con la ayuda de una llave o de una herramienta; - o bien, después de quitar la tensión de las partes activas protegidas por estas barreras o estas envolventes, no pudiendo ser restablecida la tensión hasta después de volver a colocar las barreras o las envolventes; - o bien, si hay interpuesta una segunda barrera que posee como mínimo el grado de protección IP2X o IP XXB, que no pueda ser quitada más que con la ayuda de una llave o de una herramienta y que impida todo contacto con las partes activas.

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3.3 Protección por medio de obstáculos Esta medida no garantiza una protección completa y su aplicación se limita, en la práctica, a los locales de servicio eléctrico solo accesibles al personal autorizado. Los obstáculos están destinados a impedir los contactos fortuitos con las partes activas, pero no los contactos voluntarios por una tentativa deliberada de salvar el obstáculo. Los obstáculos deben impedir: - bien, un acercamiento físico no intencionado a las partes activas; - bien, los contactos no intencionados con las partes activas en el caso de intervenciones en equipos bajo tensión durante el servicio. Los obstáculos pueden ser desmontables sin la ayuda de una herramienta o de una llave; no obstante, deben estar fijados de manera que se impida todo desmontaje involuntario.

3.4 Protección por puesta fuera de alcance por alejamiento Esta medida no garantiza una protección completa y su aplicación se limita, en la práctica a los locales de servicio eléctrico solo accesibles al personal autorizado. La puesta fuera de alcance por alejamiento está destinada solamente a impedir los contactos fortuitos con las partes activas. Las partes accesibles simultáneamente, que se encuentran a tensiones diferentes no deben encontrarse dentro del volumen de accesibilidad. El volumen de accesibilidad de las personas se define como el situado alrededor de los emplazamientos en los que pueden permanecer o circular personas, y cuyos límites no pueden ser alcanzados por una mano sin medios auxiliares.

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3.5 Protección complementaria por dispositivos de corriente diferencial-residual Esta medida de protección está destinada solamente a complementar otras medidas El empleo de dispositivos de corriente diferencial-residual, cuyo valor de corriente diferencial asignada de funcionamiento sea inferior o igual a 30 mA, se reconoce como medida de protección complementaria en caso de fallo de otra medida de protección contra los contactos directos o en caso de imprudencia de los usuarios. Cuando se prevea que las corrientes diferenciales puedan ser no senoidales (como por ejemplo en salas de radiología intervencionista), los dispositivos de corriente diferencial-residual utilizados serán de clase A que aseguran la desconexión para corrientes alternas senoidales así como para corrientes continuas pulsantes. La utilización de tales dispositivos no constituye por sí mismo una medida de protección completa y requiere el empleo de una de las medidas de protección enunciadas en los apartados 3.1 a 3.4 de la presente instrucción.

4. PROTECCIÓN CONTRA LOS CONTACTOS INDIRECTOS Esta protección se consigue mediante la aplicación de algunas de las medidas siguientes:

4.1 Protección por corte automático de la alimentación El corte automático de la alimentación después de la aparición de un fallo está destinado a impedir que una tensión de contacto de valor suficiente, se mantenga durante un tiempo tal que puede dar como resultado un riesgo.

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Debe existir una adecuada coordinación entre el esquema de conexiones a tierra de la instalación utilizado de entre los descritos en la ITC-BT-08 y las características de los dispositivos de protección. El corte automático de la alimentación está prescrito cuando puede producirse un efecto peligroso en las personas o animales domésticos en caso de defecto, debido al valor y duración de la tensión de contacto. Se utilizará como referencia lo indicado en la norma UNE 20.572 -1.

La tensión límite convencional es igual a 50 V, valor eficaz en corriente alterna, en condiciones normales. En ciertas condiciones pueden especificarse valores menos elevados, como por ejemplo, 24 V para las instalaciones de alumbrado público contempladas en la ITC-BT-09, apartado 10.

Se describen a continuación aquellos aspectos más significativos que deben reunir los sistemas de protección en función de los distintos esquemas de conexión de la instalación.

4.2 Protección por empleo de equipos de la clase II o por aislamiento equivalente. Se asegura esta protección por: - Utilización de equipos con un aislamiento doble o reforzado (clase II). - Conjuntos de aparamenta construidos en fábrica y que posean aislamiento equivalente (doble o reforzado). - Aislamientos suplementarios montados en el curso de la instalación eléctrica y que aíslen equipos eléctricos que posean únicamente un aislamiento principal.

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- Aislamientos reforzados montados en el curso de la instalación eléctrica y que aíslen las partes activas descubiertas, cuando por construcción no sea posible la utilización de un doble aislamiento.

4.3 Protección en los locales o emplazamientos no conductores Esta medida de protección está destinada a impedir en caso de fallo del aislamiento principal de las partes activas, el contacto simultáneo con partes que pueden ser puestas a tensiones diferentes. Se admite la utilización de materiales de la clase 0 condición que se respete el conjunto de las condiciones siguientes: Las masas deben estar dispuestas de manera que, en condiciones normales, las personas no hagan contacto simultáneo: bien con dos masas, bien con una masa y cualquier elemento conductor, si estos elementos pueden encontrarse a tensiones diferentes en caso de un fallo del aislamiento principal de las partes activas En estos locales (o emplazamientos), no debe estar previsto ningún conductor de protección. Las prescripciones del apartado anterior se consideran satisfechas si el emplazamiento posee paredes aislantes y si se cumplen una o varias de las condiciones siguientes: a) Alejamiento respectivo de las masas y de los elementos conductores, así como de las masas entre sí. b) Interposición de obstáculos eficaces entre las masas o entre las masas y los elementos conductores. Estos obstáculos son considerados como suficientemente eficaces si dejan la distancia a franquear en los valores indicados en el punto a). No

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deben conectarse ni a tierra ni a las masas y, en la medida de lo posible, deben ser de material aislante. c) Aislamiento o disposición aislada de los elementos conductores. El aislamiento debe tener una rigidez mecánica suficiente y poder soportar una tensión de ensayo de un mínimo de 2.000 V. La corriente de fuga no debe sersuperior a 1 mA en las condiciones normales de empleo

Las figuras siguientes contienen ejemplos explicativos de las disposiciones anteriores.

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4.4 Protección mediante conexiones equipotenciales locales no conectadas a tierra Los conductores de equipotencialidad deben conectar todas las masas y todos los elementos conductores que sean simultáneamente accesibles. La conexión equipotencial local así realizada no debe estar conectada a tierra, ni directamente ni a través de masas o de elementos conductores. Deben adoptarse disposiciones para asegurar el acceso de personas al emplazamiento considerado sin que éstas puedan ser sometidas a una diferencia de potencial peligrosa. Esto se aplica concretamente en el caso en que un suelo conductor, aunque aislado del terreno, está conectado a la conexión equipotencial local.

4.5 Protección por separación eléctrica El circuito debe alimentarse a través de una fuente de separación, es decir: - un transformador de aislamiento, - una fuente que asegure un grado de seguridad equivalente al transformador de aislamiento anterior.

En el caso de que el circuito separado no alimente más que un solo aparato, las masas del circuito no deben ser conectadas a un conductor de protección. En el caso de un circuito separado que alimente muchos aparatos, se satisfarán las siguientes prescripciones: a) Las masas del circuito separado deben conectarse entre sí mediante conductores de equipotencialidad aislados, no conectados a tierra. Tales conductores, no deben

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conectarse ni a conductores de protección, ni a masas de otros circuitos ni a elementos conductores. b) Todas las bases de tomas de corriente deben estar previstas de un contacto de tierra que debe estar conectado al conductor de equipotencialidad descrito en el apartado anterior. c) Todos los cables flexibles de equipos que no sean de clase II, deben tener un conductor de protección utilizado como conductor de equipotencialidad. d) En el caso de dos fallos francos que afecten a dos masas y alimentados por dos conductores de polaridad diferente, debe existir un dispositivo de protección que garantice el corte en un tiempo como máximo igual al indicado en la tabla 1 incluida en el apartado 4.1.1, para esquemas TN.

ITC BT 40. Instalaciones generadoras de BT.

Dicha instrucción se aplica a las instalaciones generadoras, entendiendo como tales, las destinadas a transformar cualquier tipo de energía no eléctrica en energía eléctrica. Se entiende por “Autogenerador” a la empresa que, subsidiariamente a sus actividades principales, produce, individualmente o en común, la energía eléctrica destinada en su totalidad o en parte, a sus necesidades propias.

4. CONDICIONES PARA LA CONEXION 4.3 Instalaciones generadoras interconectadas La potencia máxima de las centrales interconectadas a una Red de Distribución

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Pública, estará condicionada por las características de ésta: tensión de servicio, potencia de cortocircuito, capacidad de transporte de línea, potencia consumida en la red de baja tensión, etc.

4.3.1 Potencias máximas de las centrales interconectadas en baja tensión. Con carácter general la interconexión de centrales generadoras a las redes de baja tensión de 3x400/230 V será admisible cuando la suma de las potencias nominales de los generadores no exceda de 100 kVA, ni de la mitad de la capacidad de la salida del centro de transformación correspondiente a la línea de la Red de Distribución Pública a la que se conecte la central.

4.3.3 Equipos de maniobra y medida a disponer en el punto de interconexión. En el origen de la instalación interior y en un punto único y accesible de forma permanente a la empresa distribuidora de energía eléctrica, se instalará un interruptor automático sobre el que actuarán un conjunto de protecciones. Éstas deben garantizar que las faltas internas de la instalación no perturben el correcto funcionamiento de las redes a las que estén conectadas y en caso de defecto de éstas, debe desconectar el interruptor de la interconexión que no podrá reponerse hasta que exista tensión estable en la Red de Distribución Pública. Cuando se prevea la entrega de energía de la instalación generadora a la Red de Distribución Pública, se dispondrá, al final de la instalación de enlace, un equipo de medida que registre la energía suministrada por el Autogenerador. Este equipo de medida podrá tener elementos comunes con el equipo que registre la energía

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aportada por la Red de Distribución Pública, siempre que los registros de la energía en ambos sentidos se contabilicen de forma independiente. Los elementos a disponer en el equipo de medida serán los que correspondan al tipo de discriminación horaria que se establezca.

7. PROTECCIONES La máquina motriz y los generadores dispondrán de las protecciones específicas que el fabricante aconseje para reducir los daños como consecuencia de defectos internos o externos a ellos. Los circuitos de salida de los generadores se dotarán de las protecciones establecidas en las correspondientes ITC que les sean aplicables. En las instalaciones de generación que puedan estar interconectadas con la Red de Distribución Pública, se dispondrá un conjunto de protecciones que actúen sobre el interruptor de interconexión, situadas en el origen de la instalación interior. Éstas corresponderán a un modelo homologado y deberán estar debidamente verificadas y precintadas por un Laboratorio reconocido. Las protecciones mínimas a disponer serán las siguientes: - De sobreintensidad, mediante relés directos magnetotérmicos o solución equivalente. - De mínima tensión instantáneos, conectados entre las tres fases y neutro y que actuarán, en un tiempo inferior a 0,5 segundos, a partir de que la tensión llegue al 85% de su valor asignado.

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- De sobretensión, conectado entre una fase y neutro, y cuya actuación debe producirse en un tiempo inferior a 0,5 segundos, a partir de que la tensión llegue al 110% de su valor asignado. - De máxima y mínima frecuencia, conectado entre fases, y cuya actuación debe producirse cuando la frecuencia sea inferior a 49 Hz o superior a 51 Hz durante más de 5 períodos.

8. INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA 8.1 Generalidades Las centrales de instalaciones generadoras deberán estar provistas de sistemas de puesta a tierra que, en todo momento, aseguren que las tensiones que se puedan presentar en las masas metálicas de la instalación no superen los valores establecidos en la MIE-RAT 13 del Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación.

9. PUESTA EN MARCHA. Para la puesta en marcha de las instalaciones generadoras asistidas o interconectadas, además de los trámites y gestiones que corresponda realizar, de acuerdo con la legislación vigente ante los Organismos Competentes se deberá presentar el oportuno proyecto a la empresa distribuidora de energía eléctrica de aquellas partes que afecten a las condiciones de acoplamiento y seguridad del suministro eléctrico. Esta podrá verificar, antes de realizar la puesta en servicio, que las instalaciones de interconexión y demás elementos que afecten a la regularidad del suministro están

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realizadas de acuerdo con los reglamentos en vigor. En caso de desacuerdo se comunicará a los órganos competentes de la Administración, para su resolución.

10. OTRAS DISPOSICIONES Todas las actuaciones relacionadas con la fijación del punto de conexión, el proyecto, la puesta en marcha y explotación de las instalaciones generadoras seguirán los criterios que establece la legislación en vigor. La empresa distribuidora de energía eléctrica podrá, cuando detecte riesgo inmediato para las personas, animales y bienes, desconectar las instalaciones generadoras interconectadas, comunicándolo posteriormente, al Organo competente de la Administración.

1.6.2. ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN.

1.6.2.1. Campo fotovoltaico . El campo fotovoltaico está compuesto por un total de 523 módulos de 160 W en una superficie de 1009,8 m2. La potencia instalada total sería de 83,68 kWp.

Este dimensionado se hizo a partir de la superficie disponible, en función de las características del inversor elegido se realizará un nuevo dimensionado para garantizar el equilibrio de las tres fases.

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Para realizar la asociación serie-paralelo de nuestros módulos consultaremos su placa de características:

• Potencia máxima (Pmax)

160W

• Tensión de Pmax (Vmp)

35,1V

• Corriente en Pmax (Imp)

4,55A

• Corriente de cortocircuito (Isc)

4,8A

• Tensión de circuito abierto (Voc)

44,2V

• Coeficiente de temperatura de Isc

(0,065±0,015)%/K

• Coeficiente de temperatura de Voc

-(160±20)mV/K

• Coeficiente de temperatura de la Pmax

-(0,5±0,05)%/K

• NOCT (Temperatura ambiente 20ºC; Irradiación solar 800W/m2; Velocidad del viento 1m/s)

47±2ºC

1.6.2.2. Inversor.

Un inversor es un circuito utilizado para convertir corriente continua en corriente alterna. En este caso para convertir la corriente continua generada por los paneles solares fotovoltaicos, en corriente alterna y de esta manera poder ser inyectada en la red eléctrica.

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Un inversor simple consta de un oscilador que controla a un transistor, el cual es utilizado para interrumpir la corriente entrante y generar una onda cuadrada. Esta onda cuadrada alimenta a un transformador que suaviza su forma, haciéndola parecer un poco más una onda senoidal y produciendo el voltaje de salida necesario. A los inversores empleados en instalaciones conectadas a la red eléctrica se les exige una baja producción de armónicos, su adaptación a cualquier red eléctrica y una generación con alto factor de potencia.

Requisitos técnicos. En concreto el PCT del IDAE establece los siguientes requisitos técnicos:

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o Características básicas de los inversores: – Principio de funcionamiento: fuente de corriente. – Autoconmutados. – Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador. – No funcionarán en isla o modo aislado.

o 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. o Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operación, e incorporará los controles automáticos imprescindibles que aseguren su adecuada supervisión y manejo.

o 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.

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o Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes: - El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en condiciones de irradiancia solar un 10 % superiores a las CEM. Además soportará picos de magnitud un 30 % superior a las CEM durante períodos de hasta 10 segundos. - Los valores de eficiencia al 25 % y 100 % de la potencia de salida nominal deberán ser superiores al 85 % y 88 % respectivamente (valores medidos incluyendo el transformador de salida, si lo hubiere) para inversores de potencia inferior a 5 kW, y del 90 % al 92 % para inversores mayores de 5 kW. - El autoconsumo del inversor en modo nocturno ha de ser inferior al 0,5 % de su potencia nominal. - El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0,95, entre el 25% y el 100 % de la potencia nominal. - A partir de potencias mayores del 10 % de su potencia nominal, el inversor deberá inyectar en red. - Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP 20 para inversores en el interior de edificios y lugares inaccesibles, IP 30 para inversores en el interior de edificios y lugares accesibles, y de IP 65 para inversores instalados a la intemperie. En cualquier caso, se cumplirá la legislación vigente. - Los inversores estarán garantizados para operación en las siguientes condiciones ambientales: entre 0 °C y 40 °C de temperatura y entre 0 % y 85 % de humedad relativa.

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El RD 1663/2000 establece a su vez los siguientes requisitos técnicos que afectan al inversor: o Si la línea de distribución se queda desconectada de la red la instalación fotovoltaica no deberá mantener la tensión ( lo que en el PCT de IDAE denominaban funcionamiento en modo isla ) o No puede intercalarse ningún dispositivo de generación, acumulación o consumo entre el campo fotovoltaico y el equipo de medida. o La suma de las potencias de las instalaciones de régimen especial no pueden superar la mitad de la capacidad de transporte de la línea en el punto de conexión. o Si la potencia nominal es mayor de 5 kWp la conexión de la instalación fotovoltaica a la red será trifásica. o

La energía suministrada debe tener un f.d.p. lo más próximo a uno.

o Separación galvánica entre la rede de distribución de BT y la instalación FV. o Puesta a tierra independiente de la del neutro de la compañía. Los inversores de los sistemas fotovoltaicos deberán satisfacer los siguientes objetivos: o Aprovechamiento óptimo de la energía generada. Para lo cual debe tener un sistema de seguimiento del punto de máxima potencia, un rendimiento adecuado y un autoconsumo bajo. o Suministro de una señal alterna de salida de calidad ( magnitud , frecuencia, f.d.p., distorsión armónica, etc.) o Seguridad eléctrica.

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‰

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Características técnicas del inversor elegido.

Para el diseño de la instalación se ha optado por inversores de baja potencia ( del rango de los 3000 a 6000 W ) por su mayor facilidad de recambio frente a averías.

El inversor elegido es el Tauro Atersa PRM4000/8, solución modular en el que destaca su facilidad de utilización, mantenimiento y bajo nivel sonoro. El nivel sonoro del equipo en funcionamiento permite su utilización en lugares próximos a las zonas frecuentadas en una vivienda

o Funcionamiento. Funcionamiento completamente automatizado. Durante los periodos nocturnos permanece parado vigilando los valores de tensión de la red y del generador fotovoltaico. Al amanecer la tensión del generador aumenta , lo que pone en funcionamiento el inversor. A continuación se describe el funcionamiento frete a situaciones particulares. - Panel de control.

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La carátula frontal consta de un pulsador Marcha/Paro y cuatro indicadores luminosos de estado. - Puesta en marcha. Cuando se conecta el equipo con el magnetotérmico de red o cuando se restablece la red tras un corte siempre empieza en modo Marcha. - Parada. Si por alguna razón es necesario pararlo se deberá pulsar ON/OFF y cambiar de Modo.

o Circuitos de protección. El inversor restablece automáticamente su funcionamiento después de las siguientes condiciones de protección:

- Fallo en la red. Si se interrumpe el suministro en la red el inversor se encuentra en situación de cortocircuito, se desconecta y espera a que se restablezca la tensión en la red. - Tensión fuera de rango. Si la tensión de la red se encuentra fuera del rango admisible interrrumpe su funcionamiento. - Frecuencia fuera de límites. El inversor se para, pues esto indica que la red es inestable o está en modo isla. - Tensión del generador baja. El inversor no puede funcionar. Es lo que ocurre por la noche o si se desconecta el generador.

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- Intensidad del generador insuficiente. Los generadores alcanzan el nivel de tensión de trabajo a partir de un valor de radiación solar muy bajo ( 2-8 mW/cm2) . Cuando el inversor detecta que se dispone de tensión suficiente para iniciar el funcionamiento el sistema se pone en marcha. Si el generador no dispone de potencia suficiente no se verifica la intensidad mínima de funcionamiento, lo que genera la orden de parada del equipo. El intervalo entre intentos de conexión es de 3 minutos.

o Placa de características. CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Modelo

TAURO PR 4000/8

Conexión a red Potencia nominal de la instalación

3.2 kW

Conexión

Monofásica

Generador fotovoltaico Potencia nominal de paneles. Pmáx.

4000 W

Rango de potencia pico instalada recomendable

1800 ... 4000 Wp

Máxima tensión de entrada de continua en vacío

176 Vcc

Corriente de máxima potencia. Imáx (A)

29

Tensión de máxima potencia Vmáx

136

Instensidad de corto máxima.

33

Inversor AC

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Tensión nominal AC , (V)

230

Potencia nominal , kW

2,3

Vcc máxima

185

Vcc mínima

105

Potencia mínima de conexión aprox.

150 W

Consumo aprox. en vacío

8 W a 230 Vac

Rizado tensión paneles a potencia nominal aprox.

8 Vrms

Rango de temperatura de trabajo

-5 / +40 ºC

Rango de tensión de red admisible

205 / 253 Vac

Frecuencia de trabajo

49.5 Hz... 50.5 Hz

Factor de potencia

0.98 ... 1.00

Distorsión de la intensidad a 0.6 Pn con THD de red < 2%

< 3.5%

Relé de potencia de estado sólido

Conexión en paso por 0

Sistema de aislamiento Red/Panel

Transf. Toroidal norma UNE 60742

Humedad relativa máxima

90% sin condensación

Rendimiento máximo

aprox. 93%

Rendimiento a 0.8 Pn Wcc en paneles

aprox 89%

Sistema de refrigeración

CARACTERÍSTICAS FÍSICAS

Convección natural +Ventilación forzada

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Ancho

330 mm

Alto

670 mm

Fondo 230 mm

230 mm

Peso aprox 25 Kg.

41 Kg

Grado de protección

IP-21

Chapa de aluminio con recubrimiento de resina Epoxi en caliente Tornillería en acero inoxidable

‰

Configuración.

La configuración de un sistema fotovoltaico conectado a red puede realizarse de distintas maneras que vienen condicionadas por las características técnicas de los módulos y de los inversores. Los módulos fotovoltaicos se pueden asociar en serie o en paralelo. El número de módulos en serie viene dado por la tensión de entrada del inversor. El número de módulos en paralelo viene dado por la potencia del inversor.

A la hora de realizar la configuración serie- paralelo de los módulos en función del inversor deberemos tener en cuenta: - Al tratarse de una instalación de potencia nominal mayor de 5 kW el sistema será trifásico (RD 1663). - Debemos por tanto asegurar el equilibrado de las cargas.( ITC BT 19 ).

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Equilibrio de fases: - Mismo número de inversores por fase. - Mismo número de paneles por inversor. - No se podrán conectar a un mismo inversor aquellos paneles que tengan distinta producción como por ejemplo es el caso de los que se han colocado con distinta orientación. Para cumplir estas consideraciones deberemos prescindir de algunos de los módulos que habíamos considerado en función del dimensionado en base a la superficie disponible. De entre los inversores considerados el elegido es el que nos permite la mayor potencia total instalada. La máxima potencia nominal pico de los paneles conectados a cada inversor deberá ser de 4000 Wp. El cableado se hará con series de tres paneles para no superar la tensión máxima del inversor que es de 185 V y estar cerca de la de máxima potencia, 136 V. Modulo: • Tensión de Pmax (Vmp)

35,1V

• Tensión de circuito abierto (Voc)

44,2V

3 ⋅ 35 ,1 = 105 ,3 < 136 V . 3 ⋅ 44 , 2 = 132 , 6 < 185 V .

3 módulos en serie

3 x8 • 160W . = 3,84 Kwp. < 4kW

8 módulos en paralelo

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TOTALES: o 24 módulos / inversor ( 3x8 ) o 7 inversores / fase o 4 inversores en azotea ( α = 0º ) 21 inversores o 17 inversores en tejado (α = 27º ) o 96 módulos en azotea = 15,36 kWp

80,64 kWp

o 408 módulos en tejado = 65,28 kWp

1.6.2.3. Cableado.

Los conductores empleados para toda la instalación eléctrica serán de cobre ( PCT IDAE e ITC BT 06 ) y tendrán la sección adecuada para evitar caídas y calentamientos. En concreto los conductores de la parte de CC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior al 1,5% y los de la parte de CA para que la caída de tensión sea menor del 2%( PCT IDAE, ITC BT 19) Aislamiento 0,6/1kV ( ITC BT 06 ) .

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Características del cable: Prysmian AFUMEX 1000V RZ1-K (AS) • Norma constructiva: UNE 21123-4. • Temperatura de servicio (instalación fija): -40 ºC,+90 ºC. • Tensión nominal de servicio: 0,6/1 kV. • Ensayo de tensión en c.a. durante 5 minutos: 3500 V.

o Descripción del conductor: Metal: Cobre electrolítico recocido. Flexibilidad: Clase 5, según UNE 21022. Temperatura máxima en el conductor: 90 ºC en servicio permanente, 250 ºC en cortocircuito. o Aislamiento: Material: Mezcla de polietileno reticulado (XLPE), tipo DIX3. Colores: Amarillo/verde, azul, gris, marrón y negro; según UNE 21089-1 . o Cubierta: Material: Mezcla especial termoplástica, cero halógenos, tipo AFUMEX Z1. Color: Verde, con franja de color identificativa de la sección y que permite escribir sobre la misma para identificar circuitos. o Ensayos de fuego: No propagación de la llama: UNE EN 50265-2-1 ; IEC 60332-1 ; NFC 32070-C2.

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No propagación del incendio: UNE 50266-2-4 ; UNE 20427 ; IEC 60332-3 ; IEEE 383 ; NFC 32070-C1. Libre de halógenos: UNE EN 50267-2-1 ; IEC 60754-1 ; BS 6425-1. Reducida emisión de gases tóxicos: NES 713 ; NFC 20454 ; It=4,3 ; C 4,8 A.

- De caja de conexión al inversor . o Cálculo por caída de tensión.

I = 8 • Iccmódulos = 8 • 4,8 A. = 38,4 A. ΔV = 3 • Vmpmódulo = 105,3V . v = 1%ΔV = 1,053V . S = 2 LI

56v

= 26mm 2 → S .Normalizada = 25mm 2 ↔ 35mm 2

Como la longitud media considerada de 20 m. está sobredimensionada tomaremos la sección normalizada de 25 mm2 o Comprobación por capacidad térmica. Consultamos la ITC BT 19. Imáx admisible para cable multiconductor ( 2x , XLPE ) de sección 25 mm2 en bandeja perforada : 125 A.

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Factor de corrección por temperatura ( 50ºC ) : 0,86 Factor de corrección por exposición al sol: 0,9 Imáx = 123 A.> 38,4 A.

‰

Corriente Alterna.

- De inversor a armario de conexión. o Cálculo por caída de tensión.

Líneas monofásicas de reactancia despreciable.

I AC = 14 A.(inversor ) ΔV = 230V . v = 2%ΔV = 4,6V . Cosϕ = 0,98(inversor ) S = 2 LI cos ϕ

= 2,13mm 2 → S .Normalizada = 2,5mm 2 56v n por capacidad térmica

o Comprobació

ITC BT 19. Tabla1. Intensidades admisibles para una temperatura ambiente 40ºC. Cables multiconductores 2x ( F+N ) al aire libre.

Imáx admisible = 33A.

Aislamiento XLPE Factor de corrección por temperatura ( 50ºC ) : 0,86 Factor de corrección por exposición al sol: 0,9

Imáx = 25,5A.>14 A.

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- De armario de conexión a red BT. o Cálculo por caída de tensión.

I AC = 14 A • 7.(inversores) = 98 A. ΔV = 230V . v = 2%ΔV = 4,6V . Cosϕ = 0,98(inversor ) S = 2 LI cos ϕ

56v

= 14,9mm 2 → S .Normalizada = 16mm 2

o Comprobación por capacidad térmica

ITC BT 19. Tabla1. Intensidades admisibles para una temperatura ambiente 40ºC. Cables multiconductores 2x ( F+N ) al aire libre.

Imáx admisible = 105 > 98A.

Aislamiento XLPE

En instalaciones interiores, para tener en cuenta las corrientes armónicas debidas cargas no lineales y posibles desequilibrios, salvo justificación por cálculo, la sección del conductor neutro será como mínimo igual a la de las fases (ITC BT 19)

Cuando exista conductor neutro en la instalación o se prevea para un conductor de fase su pase posterior a conductor neutro, se identificarán éstos por el color azul claro Todos los conductores de fase, o en su caso, aquellos para los que no se prevea su pase posterior a neutro, se identificarán por los colores marrón o negro ( ITC BT 19)

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1.6.3. PROTECCIONES 1.6.3.1. Tipos de dispositivos. a) Dispositivos de protección frente a sobreintensidades y cortocircuitos ( ITC BT 22 ) - Protección contra sobrecargas. El límite de intensidad de corriente admisible en un conductor ha de quedar en todo caso garantizada por el dispositivo de protección utilizado. El dispositivo de protección podrá estar constituido por un interruptor automático de corte omnipolar con curva térmica de corte, o por cortacircuitos fusibles calibrados de características de funcionamiento adecuadas. - Protección contra cortocircuitos. En el origen de todo circuito se establecerá un dispositivo de protección contra cortocircuitos cuya capacidad de corte estará de acuerdo con la intensidad de cortocircuito que pueda presentarse en el punto de su conexión. Se admite, no obstante, que cuando se trate de circuitos derivados de uno principal, cada uno de estos circuitos derivados disponga de protección contra sobrecargas, mientras que un solo dispositivo general pueda asegurar la protección contra cortocircuitos para todos los circuitos derivados.

Se admiten como dispositivos de protección contra cortocircuitos los fusibles calibrados de características de funcionamiento adecuadas y los interruptores automáticos con sistema de corte omnipolar. La intensidad nominal de los interruptores automáticos y fusibles se elige de forma que cumpla:

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IB ≤ IN ≤ IZ Donde: IB : Intensidad nominal de la carga IN : Intensidad nominal del dispositivo de protección. IZ : Intensidad máxima admisible del cable Cumpliendo la primera desigualdad se asegura que por el dispositivo no pase una intensidad superior a su valor nominal. Con la segunda se asegura la protección del cable frente a sobreintensidades, ya que el dispositivo cuenta con una curva térmica apropiada que protege el cable si el calibre del interruptor automatico es inferior a la Imáx. admisible del cable.

En el lado de corriente continua los generadores fotovoltaicos se comportan como fuentes de corriente, intrínsicamente limitadas en su corriente de corto a un valor inferior a 1,2 veces el correspondiente al nominal de la operación. Por tanto no es necesaria la protección frente a sobreintensidades. En ocasiones se coloca un fusible de tipo modular en cada una de las líneas serie del campo fotovoltaico con fines de maniobra, es decir , para poder abrir los circuitos de continua y operar sin circulación de corriente.

En la línea de CA que conecta los inversores con la red de BT es preceptivo , según el RD 1663 ; el uso de un interruptor automático para la protección contra sobreintensidades. Se denomina interruptor frontera, debe ser accesible a la empresa distribuidora, para poder realizar la desconexión manual.

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b) Dispositivos de protección frente a sobretensiones ( ITC BT 23 )

La primera cuestión a tener en cuenta es la forma de instalación de los cables: se debe evitar la realización de espiras o bucles que puedan favorecer la inducción de sobretensiones. Para ello en la parte de continua , el positivo y el negativo se llevarán lo más juntos posible durante todo el conexionado.

Para la protección frente a sobretensiones se emplean descargadores de sobretensiones , dispositivos que contienen elementos o resistencias que varían su valor en función de la tensión aplicada. La protección frente a sobretensiones y también frente a variaciones de la frecuencia de red estará integrada en el inversor.

c) Dispositivos de protección frente a contactos directos e indirectos ( ITC BT 24 ) La protección contra contactos directos viene garantizada por unos índices de protección adecuados de los equipos y por la correcta instalación y montaje de los mismos. En este caso el grado de protección de el inversor es IP 21 y el de los armarios de conexionado y protecciones es IP 65.

La protección frente a contactos indirectos se realizará: - Mediante la puesta a tierra de los elementos metálicos de la instalación que no está en tensión en servicio normal, pero que corren riesgo de estarlo ante situaciones de anomalías en el servicio de la instalación. (sobretensiones, descargas atmosféricas, etc.)

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- En la parte de alterna se debe garantizar la protección frente a contactos indirectos con un interruptor diferencial de sensibilidad adecuada ( RD 1663.)

1.6.3.2 .Cálculo de las protecciones. Corriente Continua. Se colocará un fusible en el positivo de cada grupo serie del campo fotovoltaico.

Como la Icc de cada grupo serie será igual a la del módulo: Icc = 7,7A. Además como se ha visto anteriormente la intensidad admisible del conductor de sección 4 mm2 es de 36 A. El fusible que más se ajusta a esta característica es el de 10 A. IB ≤ IN ≤ IZ 7,7 ≤ 10 ≤ 36

Se colocarán fusibles cilíndricos gL: - Modelo Simón 11 - In = 10 A - p.d.c. = 20 kA. - Tamaño 8,5 x 31,5 Base portafusibles seccionable unipolar para fusibles cilíndricos. - Modelo 11100-35 - In = 25 - Tamaño 10 x 38 Corriente Alterna.

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a) Interruptores automáticos magnetotérmicos.

a.1) Se colocará un interruptor automático para la protección frente a sobrecargas y cortocircuitos a la salida de cada inversor. IB ≤ IN ≤ IZ Ilínea = 14 A. I admisible del cable = 33 A. In del interruptor = 20.

Se colocarán interruptores automáticos marca ABB: - Modelo S941NAB20, unipolar con neutro. - In = 20 A. - p.d.c. = 6 kA. - Curva B.

a.2) Interruptor general magneteotérmico.( RD 1663 ) Se colocará un interruptor frontera en la línea de conexión de los inversores con la red de BT. IB ≤ IN ≤ IZ Ilínea = 98 A. I admisible del cable = 105 A. In del interruptor = 100.

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- Modelo S293C100, tripolar. - In = 100 A. - p.d.c. = 10 kA. - Curva C.

b) Interruptores diferenciales. Para la protección contra contactos indirectos se colocarán a la salida de cada inversor, siempre a continuación del interruptor automático. De esta forma¿? Ilínea = 14 A. In interruptor = 25 A.

Interruptor diferencial bipolar: -Marca ABB, modelo FH202AC-25 / 0,03 - Sensibilidad alta ( 30 mA.) - In = 25 A.

1.6.4. ACCESORIOS

1.6.4.1.Armarios de conexionado y protecciones. a) Caja de derivación de Corriente Continua. Para unificar las diferentes líneas del campo fotovoltaico en una sola línea de corriente continua que conecte con el inversor se emplea una o varias cajas o armarios donde se instalan los siguientes dispositivos:

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- Elementos de protección y maniobra que permitan abrir los circuitos serie del campo fotovoltaico, en este caso fusibles cilíndricos. Tendremos 8 grupos serie x 7 inversores x 3 fases = 168 fusibles. - Bornes de conexión: Borne de tierra del campo fotovoltaico Bornes de entrada para cada circuito serie Borne de salida para la línea de corriente continua que conecta con el inversor.

Esta caja estará situada en el exterior, en el campo fotovoltaico , por este motivo , debe tener un grado de estanqueidad alto , por ejemplo un IP 65.

Armarios de poliéster IP 65, ABB Unipol 150 ( 3 unidades ) - Modelo MN 652 PC - Envolventes de poliéster de fijación mural, fabricados en un solo cuerpo. - Puerta opaca , cierre estándar. - Tamaño 600x500x230 mm. Conjunto de chasis para montaje de aparamenta modular ( 3 unidades ) - Conjunto chasis para 69 módulos, modelo CHMN69M6 - Se suministran completos; chasis con sus fijaciones a la caja , perfiles DIN con escuadras de soporte y carátulas frontales ciegas.

b) Caja de Corriente Alterna. En este armario se colocará el interruptor automático general, así como las protecciones contra sobreintensidades y defectos de aislamiento.

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22 interruptores automáticos y 21 interruptores diferenciales.

El armario de conexión y protecciones en CA estará situado en la sala ce contadores del edificio.

Armarios de poliéster IP 65, ABB Unipol 150 ( 1 unidad ) - Modelo MN 863 PC - Envolventes de poliéster de fijación mural, fabricados en un solo cuerpo. - Puerta opaca , cierre estándar. - Tamaño 800x600x300 mm. Conjunto de chasis para montaje de aparamenta modular ( 1 unidad ) - Conjunto chasis para116 módulos, modelo CHMN116M8. - Se suministran completos; chasis con sus fijaciones a la caja , perfiles DIN con escuadras de soporte y carátulas frontales ciegas.

1.6.4.2.Bandejas. Como soporte de las líneas de conexión de la instalación se utilizarán las mismas bandejas perforadas que forman parte de la instalación eléctrica del edificio puesto que su ocupación está por debajo de su capacidad.

1.6.5. PUESTA A TIERRA. Para la protección contra contactos directos se establece una puesta a tierra de protección que refiera a tierra aquellos elementos metálicos que no estén en tensión en servicio normal, pero que pudieran estarlo en situaciones anómalas.

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Se realizará una red equipotencial que una los elementos metálicos del generador, soportes y carcasa de los módulos ( ITC BT 18 , apartado 8 , conductores de equipotencialidad ) mediante conductor aislado de cobre de 10 mm2 de sección. ( características del conductor en apartado 7.2.3. )

Se conectará esta red equipotencial a la PAT de edificio mediante un conductor de protección de la misma sección.

1.6.6. MEDIDA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

Según indica el RD 1663 deberán instalarse dos contadores o un contador bidireccional. De forma que se registre tanto la cantidad de electricidad vendida a la compañía eléctrica como el autoconsumo del inversor en los periodos sin radiación solar. Suelen ser al menos de clase de precisión 2 ( regulada por el RD 875 / 1984 , por el que se aprueba el reglamento para la aprobación del modelo y verificación primitiva de contadores de uso corriente, clase 2 , en conexión directa, nueva, a tarifa simple o tarifas múltiples destinadas a la medida de energía en corriente monofásica o polifásica de frecuencia 50 Hz.).

1.6.6.1 Entorno Legal Los mecanismos de competencia introducidos por la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, exigen la implantación de un sistema de medidas homogéneo y efectivo de los tránsitos de energía entre las diversas actividades eléctricas.

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A tales efectos, mediante el Real Decreto 2018/1997, por el que se aprueba, y el Real Decreto 385/2002, por el que se modifica, el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica por el que se establece la instalación de nuevos equipos de medida en las fronteras entra las diferentes actividades de generación, transporte y distribución, en los límites de las zonas de distribución, en las interconexiones internacionales y en los puntos de conexión a la red de los consumidores cualificados. En resumen, la legislación aplicable será la siguiente: __ Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. __ R.D. 2018/1997 y 385/2002 Reglamento de Puntos de Medida. __ R.D. 2366/1994 sobre regulación de la Autoproducción para régimen transitorio. __ R.D. 2818/1998 sobre regulación de la Autoproducción. __ R.D. 1164/2001 Tarifas de Acceso. __ R.D. 2821/1998 Tarifas Generales. El conjunto de normas técnicas que definen las características funcionales de los citados equipos de medida está contenido, fundamentalmente, en las Instrucciones Técnicas Complementarias del REBT.

1.6.6.2. Contador.

Instalaremos un contador bidireccional a 4 hilos de la marca Landysgir: Modelo ZMD410CTSBT32S1 230/400V /5A

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a) Características técnicas: - Contador electrónico combinado para conexión a 230/400V y transformadores /5A en redes trifásicas de 3 ó 4 hilos. - Medida de la energía activa (A+, A-) en clase de precisión 1.0 y la energía reactiva (Ri+, Rc-,Ri-,Rc+) en clase 2. - Puerto óptico según norma UNE-EN-61107 y protocolo de comunicación IEC870.5.102. - Equipo registrador de medidas según el RPM, ITCs y RD1433/2002. Registra 2 curvas de carga, en períodos parametrizables de 5 a 60 min. - Procesamiento local de tarifas, de activa y reactiva, con tres contratos simultáneos para tarifas ATR (Acceso de terceros a redes), generales y autoproducción en régimen especial, según normativa vigente. - Puerto de comunicaciones RS232 (DB9 externo) para enlace, remoto o local, con el Concentrador Secundario o Primario mediante protocolo IEC 870-5-102 definido por REE. - Display, retroiluminado (opcional) y activo sin alimentación del contador, conforme a normativa de Empresas Distribuidoras basadas en norma UNE-EN62056-61 (OBIS). - Ejecución en montaje saliente sobre pared o fondo de armario.

Accesorios a incorporar: - Modulo de medida de 936 x 720 de poliéster con tapa transparente Para ubicar los siguientes elementos: · Contador ZMD410CTS

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· Regleta de verificación 10 E · Interruptor de corte con enclavamiento manual · Transformadores de intensidad 200/5 A · Fusibles

b) Descripción. b.1) Generalidades. - Envolvente La envolvente del contador está realizada en plástico reforzado antiestático de fibra de vidrio. La parte superior de la envolvente está dotada de dos ventanas de plástico transparentes que permiten visualizar la carátula principal del Contador (ventana superior) y la carátula del Registrador/Tarificador (ventana inferior). La ventana superior se cierra en su lateral superior derecho con un precinto de calibración, mientras que la parte superior del envolvente se cierra en su lateral superior izquierdo con un sello de fábrica (garantía) o un segundo precinto de calibración. La ventana inferior tiene forma de puerta frontal abisagrada y está dotada de un precinto de la compañía. La carátula del Registrador/Tarificador con el esquema de conexión del aparato en el reverso, el alojamiento de la pila, el pulsador de cierre de facturación y la unidad de comunicación (opcional) están situadas detrás de esta puerta frontal. El cubrebornes se suministra en dos longitudes (conexión a trafo para Z.D400 y conexión directa para Z.D310) para asegurar el espacio libre necesario (40 mm. y 60 mm. respectivamente) para realizar todas las conexiones, pudiendo presentar, según

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modelo, la correspondiente conexión RS232 para lectura local ó conexión a módem externo.

- Carátulas del Contador y del Registrador/Tarificador Todos los datos relevantes del contador están reflejados en las dos carátulas en el formato específico de la compañía de suministro de energía. Las diferentes aperturas permiten la manipulación de los dos pulsadores de pantalla del equipo y aseguran la visualización ininterrumpida del Display de cristal líquido, los diodos de prueba y el interfaz óptico para la lectura automática de datos de medida

b.2) Finalidad de uso Registra los consumos de energía activa y reactiva en redes trifásicas a cuatro (M) o tres (F) hilos (baja tensión) y, a partir de los valores adquiridos, determina las medidas eléctricas requeridas. Para esta finalidad, los contadores se conectan al punto de medida a través de transformadores de corriente.

b.3) Entradas y salidas - 6 contactos de salida (retransmisión de impulsos) Tipo: relé de estado sólido Tensión: desde 12 a 240 Vca/Vcc Intensidad: máx. 100 mA Frecuencia de conmutación: máx. 20 Hz - Entrada alimentación auxiliar externa CC

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Tensión: rango extendido desde 40 a 140 Vcc sin polaridad Consumo: 1,5 VA

b.4) Interfaces de comunicación - Interfaz óptica para comunicación local Tipo: interfaz serie bidireccional Velocidad máx: 9600 Baud Normas: COSEM, IEC 61107 Aplicación: Lectura de datos, funciones de servicio según IEC 870.5.102 (REE) Interfaz serie para comunicación remota Tipo: interfaz serie bidireccional aislado RS232 (DB9 hembra) Velocidad máx: 38.400 Baud Normas: V.24 Aplicación: Lectura de datos, funciones de servicio según IEC 870.5.102 (REE). Conexión de interfaces de comunicación remota.

b.5) Comportamiento de la tensión - Corte de tensión Bloqueo de entradas y salidas: tras 1.2 seg. del corte Tiempo de filtrado: 20 mseg. Desconexión: tras aprox. 0.3 seg.

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Fig. 19 Comportamiento en caso de corte de tensión

- Restauración de tensión Listo para operación (según duración de corte): tras 1 a 5 s* Reconocimiento de sentido energía y tensión de fase: tras 1 a 3 s* Operación con tres fases

Fig. 20 Comportamiento al restaurar tensión

b.6) Influencias externas - Rango de temperaturas Operación: de -20°C a +55°C Almacenamiento: de -25°C a +70°C - Coeficiente de temperatura Rango: de -25°C a +70°C Valor medio típico: 0.012 % por K

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Con cos φ = 1 (de 0,05 Ib a Imáx): 0.02 % por K Con cos φ = 0,5 (de 0,1 Ib a Imáx): 0.03 % por K

Fig. 21 Comportamiento según temperatura b.7) Peso y dimensiones Peso: aprox. 1,5 kg - Medidas externas (cumple DIN 43857) Ancho: 177 mm Alto (con cubrebornes corto): 244 mm Alto (con cubrebornes estándar): 281,5 mm Fondo: 75 mm - Triángulo de fijación Alto (pieza de suspensión abierta): 206 mm Alto (pieza de suspensión cubierta): 190 mm Ancho: 150 mm - Cubrebornes Estándar ZxD410CTS: 40 mm de espacio libre

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Fig. 23 Medidas del contador Z. 400 (cubrebornes estándar)

b.8) Conexiones - Conexiones de fase Tipo: bornes tipo rosca Diámetro: 5,2 mm Sección recomendado de conductor: de 4 a 6 mm2 - Tornillos Dimensiones M4 x 8 Diámetro cabeza máx. 5,8 mm Ranura estrellada tipo H o Z, medida 2, según ISO-4757-1983

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Tamaño ranura 0,8 +0,2/+0,06 mm - Par de apriete: hasta 1,7 Nm - Otras conexiones Tipo: bornes sin tornillo montadas sobre muelle Intensidad máxima de salidas de tensión: 1 A Tensión máxima de entradas de control: 250 V

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1.7. CALCULO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL ESPERADA. Se calcularán las producciones (kWh) mensuales máximas teóricas en función de la irradiancia, la potencia instalada y el rendimiento de la instalación, en base a poder calcular posteriormente los ingresos percibidos por inyectar esta energía a la red. Se define Irradiancia como la densidad de potencia incidente en una superficie o la energía incidente en una superficie por unidad de tiempo y unidad de superficie. Se mide en kW/m2.

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

Otro concepto importante es el de Insolación, corresponde a la integración de la irradiancia en un período determinado. En otras palabras es la energía radiante que incide en una superficie de área conocida en un intervalo de tiempo dado. Este término tiene unidades de energía por área, comúnmente Watios • hora por metro cuadrado (Wh/m2). Generalmente se toma este valor como una acumulación de energía horaria, diaria, estacional o anual. La insolación también se expresa en términos de horas solares pico. Una hora de energía la energía recibida durante una hora, a una irradiancia promedio de 1,000 W/m2 . La energía útil que produce el generador fotovoltaico es directamente proporcional a la insolación que recibe.

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Irradiancia y horas solares pico (insolación) durante un día soleado

Los datos de entrada que deberemos conocer son los siguientes:

H (0). Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre superficie horizontal, en kWh/(m2 día).

H(α , β) Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el plano del generador en kWh/(m2·día), obtenido a partir del anterior. α representa el azimut y β la inclinación del generador.

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

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– La eficiencia energética del inversor – Otros

1.7.1. DATOS DE PARTIDA.

Latitud del emplazamiento.

La latitud media de Madrid es de Φ= 41,4º

Datos de Radiación.

Se trata de datos de radiación total media mensual recogidos en la provincia.

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1.7.2. ANGULOS Y PARÁMETROS DE TRAYECTORIA SOLAR. La Latitud Φ.

Es el arco de meridiano que se extiende desde el ecuador hasta el paralelo local, aumenta por tanto de 0º a 90º. Es fácil conocerlo directamente por la situación geográfica del lugar. Se toman valores positivos para el hemisferio Norte. Para Madrid la latitud es de 41º

Ángulo horario.

Es el ángulo girado por la tierra sobre su eje de rotación hasta una hora determinada en un día cualquiera del año. Se calcula en función de las horas transcurridas desde el mediodía solar

Variación:

dω = 15 grados / hora dt

La Declinación Diaria.

Angulo que forma el Sol respecto al plano ecuatorial al medio día solar.

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Donde n es el día del año considerado.

Polo norte celeste Equinoccio de otoño

Camino aparente del sol en el plano de la eclíptica

Ángulo de declinación

δ

23º27’

23º27’

Solsticio de invierno Equinoccio vernal Plano ecuador celeste Polo sur celeste

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La Declinación Media Mensual.

Es la media mensual del ángulo de declinación diario a lo largo de un mes.

Donde nd,m es el numero de días del mes considerado.

El Angulo Diario de Salida del sol:

Donde: Φ ver latitud δd ver declinación diaria

El Angulo Medio mensual de Salida del Sol.

Donde: ωs,d ver ángulo diario de salida del Sol.

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Ángulo cenital.

Ángulo que forma la dirección de los rayos solares con la vertical del lugar (cenit).

Donde: Φ ver latitud ωh ver ángulo horario δd ver declinación diaria

El Azimut Horario de la Trayectoria Solar Diurna.

Es el ángulo proyectado sobre un eje este-oeste de la trayectoria solar diaria y medido respecto del sur en sentido positivo hacia el oeste.

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Donde: ωh ver ángulo horario δd ver declinación diaria θz,h ángulo cenital

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Número de Horas de Sol Teóricas Diarias.

Donde: ωs,d ver ángulo diario de salida del Sol.

Cenit Estación de primavera / verano

Φ

Φ latitud

δ declinación Polo Norte celeste

θz

Observador en Hemisferio Norte α elevación solar

δ

θz ángulo cenital ω W

ϕ acimut ω ángulo horario 15º/hor

α

Φ N

S COORDENADAS medidas respecto a centro disco solar

Ψ

E

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CRITERIO DE SIGNOS

α elevación solar

Varía de 0º (horizonte) a 90º (cénit)

θz ángulo cenital

Varía de 0º (cénit) a 90º (horizonte)

ϕ acimut

Varía de 0º (sur) a 180º (norte). Signo: positivo hacia E, negativo hacia W

ω ángulo horario

Varía de 0º (Sol culminando el meridiano) a un valor dependiente del día del año y la latitud. Signo: positivo antes del mediodía solar, negativo después del mediodía solar

ωs ángulo horario

Valor dependiente del día del año y la latitud.

a la salida del Sol

Cenit

Φ

Φ latitud

δ declinación Polo Norte celeste

δ

α elevación solar θz ángulo cenital ϕ acimut

W

ωs ángulo horario θz = 90º

ωs

Φ

a la salida del Sol

Estación de primavera / verano N

S

Observador en Hemisferio Norte

Ψ

α=0 E

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1.7.3. EVALUACIÓN DE LA RADIACIÓN EXTRATERRESTRE.

La radiación solar recibida en el límite de la atmósfera varía ligeramente a lo largo del año debido a la pequeña excentricidad de la órbita terrestre

La Constante Solar de Radiación.

Se define la constante solar Gsc como la energía recibida en la unidad de tiempo y por unidad de área sobre una superficie normal a los rayos solares , situada a la distancia media de la tierra al sol y fuera de la atmósfera.

La Radiación Extraterrestre.

Es la radiación media extraterrestre recibida por la tierra en un día cualquiera del año.

Donde: n es el número del día del año en el cual se quiere evaluar la radiación. Gs,c ver constante solar de radiación.

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La Radiación Extraterrestre Horaria sobre Superficie Horizontal.

Donde: Go,n ver radiación extraterrestre.

La Radiación Diaria Extraterreste sobre Superficie Horizontal.

La radiación acumulada en un día será la suma de toda la potencia recibida durante todas las horas de luz.

en MJ

m 2 ⋅ día

Donde: Gs,c ver constante solar de radiación. Go,n ver radiación extraterrestre. tωs es la hora solar a la cual amanece y anochece.

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La Radiación Media Mensual Extraterrestre sobre Superficie Horizontal.

Es la media de las radiaciones acumuladas diarias a lo largo de todo un mes.

Donde: Ho,d ver radiación diaria extraterrestre sobre superficie horizontal.

Evaluación de la radiación difusa.

La radiación solar cuando atraviesa la atmósfera es en parte absorbida y en parte desviada por fenómenos de reflexión o difracción por las nubes, partículas de polvo, vapor de agua ó por las moléculas de CO2 , oxígeno , Ozono, etc. A lo que se denomina difusión. La radiación que incide sobre la superficie directamente del Sol sin sufrir cambios de dirección se conoce como radiación directa, mientras que aquella que llega después de ser reflejada o emitida por las moléculas de la atmósfera se llama radiación difusa.

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Para diferenciar la radiación difusa de la directa sobre superficie horizontal se hace a través del índice de claridad medio mensual definido como:

Donde: Hm es la radiación total media mensual real sobre superficie horizontal expresada en MJ / m 2 ⋅ día recibida en la localización correspondiente del mes correspondiente Ho,m ver radiación media mensual sobre superficie horizontal

La relación entre la radiación difusa y la radiación directa en medias mensuales viene dada por las siguientes correlaciones.

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

m 2 ⋅ día

1.7.4. EVALUACIÓN DE LA RADIACIÓN TOTAL SOBRE SUPERFICIE INCLINADA.

Para evaluar la radiación total que incide sobre un panel fotovoltaico con ángulo de elevación β y azimut variable, se tomarán las componentes de radiación difusa y reflejada del suelo como isotrópicas. Así la radiación total sobre superficie inclinada:

Donde: Rm es la relación media mensual entre radiación total incidente sobre una superficie inclinada y la radiación total incidente sobre una superficie horizontal.

La relación entre radiación total sobre superficie inclinada y sobre superficie horizontal viene dada por la expresión:

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Donde: Rb,m es la relación media mensual entre radiación directa sobre superficie inclinada y sobre superficie horizontal. ρsuelo es la reflectividad del suelo. β es el ángulo de elevación de la placa fotovoltaica sobre la superficie terrestre.

Es la parte correspondiente a la radiación directa.

Es la parte de radiación correspondiente al entorno considerada como isotrópica.

Es la parte de la radiación correspondiente a la reflexión con el suelo considerada también como isotrópica.

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Donde: tgδ m es la tangente media mensual del ángulo declinación.

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Resultados de Medias Mensuales.

Parámetros Generales.

Mes

Dias

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

Mes

31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

Dias

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

31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

Indices de claridad Potencial Radiativo Hom(0) Iom Gom KT kt [MJ/(m^2· [J/(m^2·di [W/m^2] 14,64 1526,14 432,46 0,458 0,532 19,71 1874,38 529,21 0,538 0,580 26,97 2320,37 652,43 0,504 0,604 34,37 2702,41 757,63 0,547 0,681 39,60 2900,93 811,62 0,528 0,707 41,75 2971,50 830,76 0,563 0,776 40,59 2942,16 822,79 0,641 0,868 36,23 2791,43 781,96 0,638 0,813 29,44 2473,21 694,56 0,574 0,707 21,82 2030,31 572,38 0,522 0,577 15,75 1607,98 455,17 0,476 0,538 13,12 1418,89 402,83 0,450 0,511 27,872 2298,553 645,843 0,536 0,658

δm -20,847 -13,325 -2,389 9,493 18,806 23,077 21,101 13,296 1,994 -9,849 -19,051 -23,096 0,000

Parámetros Trayectoria Solar Θz ωs ω s' 68,00 70,16 60,83 54,91 55,60 51,13 53,54 54,15 59,92 66,99 67,78 72,30 61,233

70,643 78,079 87,910 98,395 107,258 111,741 109,624 101,902 91,743 81,280 72,497 68,239 90,000

70,64 78,08 87,91 89,50 88,98 88,72 88,84 89,29 89,90 81,28 72,50 68,24 82,836

NhS 9,42 10,41 11,72 13,12 14,30 14,90 14,62 13,59 12,23 10,84 9,67 9,10 12,000

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Radiación Absorbida Mes

Dias

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

31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

Rb

R

2,071 1,707 1,360 1,104 0,953 0,893 0,920 1,039 1,254 1,580 1,969 2,216 1,421

1,590 1,445 1,192 1,052 0,959 0,921 0,938 1,020 1,152 1,354 1,553 1,661 1,235

G(β)

HT(β)

[W/m^2] 365,653 443,586 469,658 542,582 550,213 594,159 669,429 648,620 565,492 446,844 380,385 342,201 501,836

[kWh/(m^2·dia)] 2,959 4,254 4,503 5,491 5,565 6,013 6,771 6,544 5,407 4,288 3,235 2,722 4,815

1.7.5. ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA GENERADA.

La energía solar que llega hasta nuestro planeta alcanza el extraordinario valor de

15 ⋅ 10 7 kWh , muy por encima de la energía consumida por el hombre. El inconveniente para su aprovechamiento es que la densidad de 1 kW /m2 , como máximo , resulta baja para su captación , por lo que el reto de la tecnología actual es encontrar medios eficientes para su captación y almacenamiento.

Con las radiaciones conocidas en cada uno de los casos estimaremos la energía producida por el sistema fotovoltaico conectado a red.

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253

Modelo de Evaluación de la Generación de Energía.

Estimación de la Energía Anual.

La estimación de la energía generada se hará mediante la siguiente ecuación.

Donde: EAC es la energía en kWh inyectada a la red por el sistema fotovoltaico. GSTC es la irradiancia en condiciones estándar de medida: 1000W/m2. PSTC es la potencia pico del generador en condiciones de radiación estándar media. PR es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo FS es el factor de perdidas por sombreado. Hef (φ,β) es la irradiación media efectiva sobre el plano del generador en kW / m2 h teniendo en cuenta los efectos angulares y de suciedad.

Evaluación de la Irradiación Media Efectiva.

La irradiación efectiva es la radiación total útil. En ella están consideradas las pérdidas angulares y espectrales y por suciedad del generador fotovoltaico.

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254

Las perdidas por polvo y suciedad provocan la disminución de la potencia de un generador FV por la deposición de polvo y suciedad en la superficie de los módulos. Las pérdidas por polvo en un día determinado pueden ser del 0 % al día siguiente de un día de lluvia y llegar al 8 % cuando los módulos se "ven muy sucios". Estas pérdidas dependen de la inclinación de los módulos, cercanías a carreteras, etc. Una causa importante de pérdidas ocurre cuando los módulos FV que tienen marco tienen células solares muy próximas al marco situado en la parte inferior del módulo. Otras veces son las estructuras soporte que sobresalen de los módulos y actúan como retenes del polvo.

Las pérdidas angulares y espectrales tienen su origen en la divergencia que se dan entre las condiciones estándar de medida de la potencia pico del panel. Las pérdidas por reflectancia angular y espectral pueden despreciarse cuando se mide el campo FV al mediodía solar (± 2 h) y también cuando se mide la radiación solar con una célula calibrada de tecnología equivalente (CTE) al módulo FV. Las pérdidas anuales son mayores en células con capas antirreflexivas que en células texturizadas. Son mayores en invierno que en verano. También son mayores en localidades de mayor latitud. Pueden oscilar a lo largo de un día entre 2 % y 6 %.

Las pérdidas angulares de manera aproximada una ley senoidal en la cual a mayor ángulo de incidencia implica un aumento de estas pérdidas. Las pérdidas espectrales vienen dadas por la variación del espectro solar en cada momento respecto

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255

del espectro normalizado que afecta a la célula dando lugar a ganancias o pérdidas energéticas. La suma de ambas las pérdidas por suciedad y espectrales se pueden evaluar con la siguiente relación:

Donde: LPA y LPS son las perdidas angulares y espectrales. LPS son las pérdidas por suciedad. gj son los coeficientes a través de los cuales se evalúan las pérdidas angulares y de suciedad con un grado de suciedad medio. Se considerarán unas perdidas por suciedad del 3%. Se evalúan según gi β-βopt es la desviación del ángulo real de la instalación respecto del óptimo. En nuestro caso será cero.

Donde: φ es el ángulo de azimut del generador solar. Como hemos indicado en el capítulo 1.4, bases; el azimut será distinto para cada una de las superficies disponibles.

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256

Siendo φ = 0º en el tejado y φ = 27º en la azotea.

Los gi,j toman los siguientes valores para una perdida del 3% de transparencia en la dirección normal a la superficie. gij 1 2 3

COEFICIENTES gij 1 2 8,000E-09 3,800E-07 -4,270E-07 8,200E-06 -2,500E-05 -1,034E-04

3 -1,218E-04 2,892E-04 9,314E-01

Los coeficientes gj considerando ángulo de azimut nulo son: g1 g2 g3

COEFICIENTES gj -1,057E-04 1,993E-04 9,104E-01

Para azimut de 27º: g1 g2 g3

COEFICIENTES gj -1,218E-04 2,892E-04 9,314E-01

Para calcular la radiación efectiva:

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257

Donde: HT(φ,β) es la radiación total absorbida. LPA y LPS son pérdidas por suciedad, angulares y espectrales.

Factor de Sombreado.

Es un factor que ha de ser un cálculo realizado de manera específica para cada instalación. Afecta sobre todo a instalaciones fotovoltaicas en integración arquitectónica. Para calcularlos se han de seguir mapas de trayectorias solares junto con unas tablas de referencia que evalúan la pérdida porcentual por cada intervalo acotado en el mapa de trayectoria solar.

En nuestro caso no encontramos alrededor edificios de mayor altura que pudieran arrojar sombras sobre nuestros paneles. Por tanto considerando que no existen sombras circundantes FS =1

Pérdidas por Conexionado o de Mismatch.

Las perdidas por conexionado son pérdidas originadas en la conexión de los módulos fotovoltaicos que trabajan a potencias ligeramente diferentes. Estas pérdidas tienen su

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258

origen en que el sistema estará trabajando en las condiciones del módulo que peor esté trabajando, así en una conexión serie la intensidad de cortocircuito máxima estará limitada por el módulo que peor parámetro tenga. Estas pérdidas por norma general no suelen exceder el 3%.(LM=3%)

Pérdidas por Temperatura.

Las perdidas por temperatura dependen de la localidad y su valor oscila típicamente entre el 4% y el 6. Con los datos de radiación media mensual se calcularán las perdidas de energía considerando el factor de variación del punto de potencia máxima del módulo seleccionado aplicado a la diferencia entre la temperatura de célula media mensual y la temperatura de célula en condiciones estándar de medida.

La temperatura de la célula se calcula como:

Donde: Ta es la temperatura ambiente media mensual TONC es la temperatura de la célula en condiciones estándar de operación. G es la radiación media mensual.

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259

Las pérdidas se calculan como:

Donde:

Es la variación relativa de la potencia máxima por ºC o K que es un parámetro característico del panel. En la placa de características de los paneles Bp 3160 encontramos el coeficiente de temperatura de la potencia que es de 0,5 ± 0,05% / C º

Pérdidas en el Inversor.

Las perdidas en el inversor se pueden considerar en dos sumandos independientes, las pérdidas por rendimiento en la conversión DC/AC y pérdidas por seguimiento del punto de máxima potencia del generador FV. Las pérdidas por conversión DC/AC se producen fundamentalmente en los elementos de conmutación. En general se puede caracterizar por dos curvas, en función de la potencia de operación y la tensión de entrada. Las pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia se deben a los fallos del sistema de seguimiento de dicho punto.

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260

Consideraremos el rendimiento máximo que se indica en la placa de características del inversor: ηinv = 93%

Las pérdidas en el inversor serán: LINV = 1- ηinv

Pérdidas en el Cableado.

Normalmente las pérdidas en interruptores, fusibles y diodos son muy pequeñas y no es necesario considerarlas. Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes cuando son largos y se opera a baja tensión en CC. Las pérdidas por cableado en % suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas de pequeña potencia. En nuestro caso, de acuerdo con las especificaciones, el valor máximo admisible para la parte CC es 1,5 %.

Los cables están dimensionados de tal manera que se minimicen las pérdidas teniendo en cuenta la rentabilidad de la inversión.

Tomaremos los valores típicos indicados en el PCT de IDAE:

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261

Luego consideraremos como pérdidas en el cableado: Lcab = 2%

Rendimiento Global del Sistema.

En este término se incluyen todas las perdidas energéticas que están asociadas al funcionamiento de la instalación. En general puede definirse el rendimiento global como:

Donde: FS es el factor de sombra. Li son las diversas pérdidas descritas.

Resultados.

Distinguiremos entre la energía generada en la superficie del tejado (con azimut nulo) y en la azotea. La diferencia de orientación provoca que la energía por m2 no coincida en ambos casos.

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Tejado.

La instalación consta de: 408 paneles Bp 3160 de 160 W y área 1,25 m2 cada uno. 17 inversores Atersa de 4 kWp.

En total 65,28 kWp

Pérdidas por temperatura .

Mes Día 1 31 2 28 3 31 4 30 5 31 6 30 7 31 8 31 9 30 10 31 11 30 12 31 Media

Tamb [ºC] 5,7 7,7 10,4 12,3 16,4 21,6 25,4 25 20,8 14,9 9,5 6,7

Tc [ºC] 18,04 22,67 26,25 30,61 34,97 41,65 47,99 46,89 39,89 29,98 22,34 18,25

ΔPmax(%) 3,480% 1,164% -0,625% -2,806% -4,985% -8,326% -11,497% -10,945% -7,443% -2,490% 1,331% 3,375% -3,34%

262

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263

60 50

Tc [ºC]

40 30 20 10 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Mes

Balance energético anual.

Mes

Día

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

31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 Media

HT(β) [kWh/(m^2·dia)] 2,959 4,254 4,503 5,491 5,565 6,013 6,771 6,544 5,407 4,288 3,235 2,722 4,815

(1-LPS-LAS)

FS

1-LM

83,82% 83,82% 83,82% 83,82% 83,82% 83,82% 83,82% 83,82% 83,82% 83,82% 83,82% 83,82%

100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%

97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00%

12

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264

Mes

Día

1-LTEMP

1-LINV

1-LDC

PR

Eac [kWh/año]

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

31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

103,48% 101,16% 99,37% 97,19% 95,02% 91,67% 88,50% 89,05% 92,56% 97,51% 101,33% 103,38%

93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00%

98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00%

76,682% 74,967% 73,640% 72,024% 70,410% 67,933% 65,584% 65,993% 68,588% 72,258% 75,090% 76,605%

54060,631 75994,789 79015,023 94237,223 93361,632 97334,057 105815,511 102899,062 88359,371 73824,998 57872,334 49692,737

71,63%

81043,016

Media

96,66%

78% 76% 74% Rendimiento

72% 70% 68% 66% 64% 62% 60% 1

2

3

4

5

6

7 Mes

8

9

10

11

12

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265

120000

Eac [kWh/Año]

100000 80000

60000

40000 20000

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

Mes

Azotea.

La instalación consta de: 96 módulos Bp 3160 de 160 Wp y área de 1,25 m2 cada uno. 4 inversores Atersa de 4 kWp.

En total 15,36 kWp.

10

11

12

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266

Pérdidas por temperatura.

Mes Días 1 31 2 28 3 31 4 30 5 31 6 30 7 31 8 31 9 30 10 31 11 30 12 31 Media

Tc [ºC] 18,04 22,67 26,25 30,61 34,97 41,65 47,99 46,89 39,89 29,98 22,34 18,25

Tamb [ºC] 5,7 7,7 10,4 12,3 16,4 21,6 25,4 25 20,8 14,9 9,5 6,7

ΔPmax(%) 3,480% 1,164% -0,625% -2,806% -4,985% -8,326% -11,497% -10,945% -7,443% -2,490% 1,331% 3,375% -3,34%

60 50

Tc [ºC]

40 30 20 10 0 1

2

3

4

5

6

7 Mes

8

9

10

11

12

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267

Balance energético anual.

Mes

Día

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

31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 Media

HT(β) [kWh/(m^2·dia)] 2,959 4,254 4,503 5,491 5,565 6,013 6,771 6,544 5,407 4,288 3,235 2,722 4,815

(1-LPS-LAS)

FS

1-LM

93,14% 93,14% 93,14% 93,14% 93,14% 93,14% 93,14% 93,14% 93,14% 93,14% 93,14% 93,14%

100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%

97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00% 97,00%

Mes

Día

1-LTEMP

1-LINV

1-LDC

PR

Eac [kWh/año]

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

31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

103,48% 101,16% 99,37% 97,19% 95,02% 91,67% 88,50% 89,05% 92,56% 97,51% 101,33% 103,38%

93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00% 93,00%

98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00% 98,00%

85,206% 83,300% 81,826% 80,031% 78,237% 75,485% 72,875% 73,329% 76,213% 80,290% 83,437% 85,120%

14134,150 19868,835 20658,475 24638,318 24409,395 25447,986 27665,461 26902,956 23101,554 19301,543 15130,720 12992,164

79,59%

21188,694

Media

96,66%

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268

86% 84%

Rendimiento

82% 80% 78% 76% 74% 72% 70% 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

9

10

11

12

Mes

30000

Eac [kWh/Año]

25000 20000

15000

10000 5000

0 1

2

3

4

5

6

7

8

Mes

ENERGÍA GENERADA TOTAL

Tejado: 81043,016 kW ⋅ h Azotea: 21188,694 kW ⋅ h

año año

102.231,71 kW ⋅ h año

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269

2. ESTUDIO ECONOMICO

2.1 INTERÉS PÚBLICO Y EMPRESARIAL DE LOS PROYECTOS DE ENERGÍAS RENOVABLES

El interés surgido en la construcción de instalaciones generadoras de energía eléctrica de tecnología basada en energías renovables se debe al apoyo que desde el Estado se está realizando para fomentar su implantación mediante primas, ayudas y acuerdos de financiación.

Este fomento de las Energías Renovables por parte del Estado se integra en el Plan de Energías Renovables 2005-2010. Dicho plan responde a motivos de estrategia social, económica y medioambiental. En el se presentan los objetivos energéticos para cada área renovable, las medidas necesarias para su cumplimiento, incluida la financiación, así como las líneas de innovación tecnológica y los beneficios derivados de su aplicación. El Plan de Fomento estableció unos objetivos que suponían un consumo de energías renovables de 16,6 millones de tep en el año 2010. Estos objetivos suponen una contribución de las fuentes renovables del 12,1% del consumo de energía primaria en España en el año 2010 y una producción eléctrica con estas fuentes del 30,3% del consumo bruto de electricidad.

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270

Por lo que se refiere al objetivo de generación de electricidad con renovables, en la siguiente tabla podemos ver la generación esperada para 2010 y el consumo bruto de electricidad previsto.

El desarrollo de la energía Solar Fotovoltaica encuentra como principales barreras aquellas de carácter económico; el interés en salvar estas barreras y propiciar su desarrollo se fundamenta en la existencia de recursos solares muy favorables en España y la existencia de tecnología y capacidad de fabricación a nivel nacional.

En este Plan se identifica un nuevo objetivo de incremento de potencia fotovoltaica de 363 MWp en el periodo 2005-2010.

Estas medidas que se plantean en el área de solar fotovoltaica están dirigidas a fomentar un desarrollo que supere tanto las mencionadas barreras de carácter económico, como las de orden tecnológico, normativo y social.

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271

BARRERAS

MEDIDAS

Rentabilidad insuficiente.

Primas establecidas en el RD 436

Limitación

al

desarrollo

de

proyectos al depender de líneas de ayuda. Alejamiento de la energía solar

Línea de ayudas del IDEA Línea de financiación ICO-IDEA Aprobación del CTE.

fotovoltaica del sector de la edificación

Los incentivos a la producción de electricidad con energías renovables a través del sistema de primas y precios fijos regulados, constituyen el principal mecanismo de apoyo al desarrollo de estas fuentes.

La vida útil de este tipo de instalaciones es muy larga, lo que permite su análisis de rentabilidad a un plazo mayor que otro tipo de inversiones . Los estudios iniciales garantizaban 25 años, pero del análisis histórico de las existentes resulta una vida útil por encima de los 40 años. Como ejemplo puede citarse que las instalaciones más antiguas de los años 6070, aún están operativas. Una de las más antiguas de es la de Els Metges, Cassà de la Selva, en Girona. Se implantó en el año 1974 y aún continua operativa en la producción energética. Por otra parte afianzando los fundamentos técnicos de este tipo de inversiones, los fabricantes de paneles solares garantizan que se obtendrá un rendimiento mayor

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272

del 90% durante los primeros 15 años de operaciones y mayor del 80% hasta los 25 años. Además las garantías se extienden a los principales componentes de la instalación que tienen los siguientes períodos de garantía ; Módulos fotovoltaicos: 25 años y Sistemas electrónicos: 3 años

Por ello aunque los estudios de rentabilidad tipo suelen hacerse generalmente como máximo a 10/15 años, las particularidades de este tipo de instalación permiten que su rentabilidad se evalúe a lo largo de 25 años de funcionamiento. Para el pago de la inversión se ha considerado la financiación del proyecto a través del Convenio ICO-IDAE, basado en la financiación con unas condiciones particulares y una ayuda a fondo perdido del IDAE que se aplicará a la amortización anticipada parcial del préstamo. El IDAE ( Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético ) es el órgano través del cual se llevan a cabo los planes económicos para fomentar las energías renovables. Para desarrollar este cometido el IDAE firma anualmente un convenio de colaboración con el ICO (Instituto de Crédito Oficial) y con otras entidades financieras privadas

Se ha tomado como referencia la línea de Energías Renovables y Eficiencia Energética del año 2005 puesto que el periodo de solicitud para optar a la financiación abarca habitualmente de junio a septiembre.

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273

Esta línea tiene como objetivo financiar las inversiones destinadas a la mejora de la eficiencia energética y al fomento de las energías renovables.

Las Comunidades Autónomas además ofrecen subvenciones compatibles con la financiación mencionada, para fomentar la construcción de nuevas centrales de solar fotovoltaica conectada a red. Son siempre subvenciones de tantos €uros/Wp.

En consecuencia para realizar el estudio hemos partido de la hipótesis de que la financiación y las ayudas basadas en el Convenio ICO-IDEA ,así como en el apoyo de las subvenciones de la CAM , son compatibles, posibles de obtener

y

ciertamente las más favorables . En resumen el atractivo principal de estas fuentes de financiación para el inversor está en la tasa real del interés pagado descontadas las subvenciones y ayudas; y no totalmente en las propias condiciones de financiación que se mueven en la banda normal de los créditos al capital fijo .

De cualquier forma uno de los puntos que más pueden interesar a un inversor para asumir un proyecto de este tipo, es que queda por anticipado regulada la obligación de la compañía eléctrica de comprar la energía de origen renovable, fijándose la tarifa del kWh en el 575% sobre la tarifa eléctrica media los primeros 25 años y al 460% a partir de entonces( RD 436 ).

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274

Los titulares de la inversión deberán darse de alta en el censo de actividades económicas del municipio donde esté ubicada la instalación, aunque estarán exentos del pago del impuesto de actividades económicas (IAE). Si la participación es de una sociedad mercantil, anualmente también habrá que presentar la declaración de operaciones con terceras personas,

En este Estudio Económico analizaremos la rentabilidad de la inversión considerando el “negocio” que supone la instalación de una central de generación eléctrica de baja potencia con unas características de coste y del particular régimen económico de retribución de la energía generada .

Para considerar si el proyecto puede resultar interesante en términos económicos recurriremos a criterios usuales de análisis de inversiones , como son el Plazo de Recuperación, el VAN (Valor Actual Neto de la Inversión) y el TIR (Tasa Interna de Rentabilidad).

2.2 CONDICIONES DEL ESTUDIO ECONÓMICO

2.2.1. Tarifa.

El R.D. 436/2004, que desarrolla la Ley 66/1997, establece el régimen jurídico y económico de la actividad de producción eléctrica en régimen especial.

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275

Este R.D. garantiza pagar durante 25 años toda la energía producida por la central al 575% de la tarifa media de referencia (TMR) actualizada y, por el resto de la vida de la Central, al 460% de dicha tarifa.

El R.D. 1556/2005 ha fijado la TMR para el año 2006 en 0,076588 €/kWh, por lo que hoy, el precio de la energía producida sería de 0,440381 €/kWh. Los ingresos a 5,75 veces la TMR están garantizados durante 25 años (Art. 33.1 del R.D. 436/2004) y, a partir de entonces, a 4,6 veces la mencionada TMR. La venta de toda la energía eléctrica que produzca la instalación está asegurada durante toda su vida útil.

La facturación y cierre se realizan mensualmente. Los pagos se liquidan trimestralmente. 2.2.2 Financiación. Convenio ICO-IDAE para el fomento de las inversiones en energías renovables.

El objeto de este Convenio es definir las condiciones en que se lleva a cabo la colaboración entre el IDAE y el ICO, mediante la compatibilización de las líneas de financiación del ICO con las ayudas financieras del IDAE, para fomentar las inversiones en proyectos de Energías Renovables y de Eficiencia Energética a través de la mediación de las Entidades de Crédito.

-

Definición del Tipo de Proyecto financiable

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276

Debe ser un Sistema de generación eléctrica de potencia instalada superior a 10 kWp que transforma la energía de la radiación solar mediante paneles fotovoltaicos en energía eléctrica para su vertido a la red de distribución.

Nuestra instalación se incluiría dentro de la línea solar en el apartado S.4, “ Solar fotovoltaica conectada a red de más de 10 kWp”

-

Descripción de las partidas elegibles:

Formarán parte de las partidas elegibles el coste de los equipos e instalaciones, captadores fotovoltaicos, acumuladores, reguladores, convertidores, tendidos y conexiones, así como obra civil asociada, puesta en marcha, dirección e ingeniería de proyecto. Los principales subsistemas de que consta son los siguientes: • Generador: compuesto por módulos fotovoltaicos, elementos de soporte y

fijación de los módulos, elementos de interconexión entre módulos, etc. • Adaptador de energía: compuesto de inversores, cuadros de corriente

continua, cableados, etc. • Conexión a red: compuesto por transformadores, cuadros de medida e

interruptores, cableado de interconexión, etc. • Monitorización (opcional): compuesto por sensores, sistemas de adquisición

de datos, etc.

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos Autor: Anabella Drisaldi Castro

• Obra

civil:

compuesta

por

movimiento

277

de

tierras,

urbanización,

cimentaciones, zanjas, arquetas, etc.

Se cumplirá en todos sus aspectos el Pliego de condiciones técnicas del IDAE para instalaciones conectadas a la red (PCT-C –Rev.-octubre 2002).

- Potenciales peticionarios: Los

titulares,

principalmente

empresas,

Administraciones

Públicas

y

comunidades de vecinos, se corresponden con dos tipologías de proyecto: sistemas asociados a edificios tales como centros institucionales, deportivos, turísticos, de enseñanza o viviendas, en cuyo caso los titulares podrían ser, entre otros, Administraciones Públicas, empresas o comunidades de vecinos; y, centrales fotovoltaicas independientes de otras actividades, en cuyo caso los titulares, en general serán empresas o grupos de empresas.

Venta de energía: De acuerdo con el grupo b.1. del R.D. 436/2004.

Características generales de las líneas.

Be Beneficiarios finales

Personas físicas o jurídicas, de naturaleza pública o privada.

Modalidad

del

Préstamo o leasing.

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos Autor: Anabella Drisaldi Castro

278

contrato El máximo financiable será de hasta el 80 %

Máximo financiable

del coste de referencia en todas las tipologías. Préstamo/leasing máximo

Para las tipologías S.1 a S.7: 600.000 euros. Sólo se admitirá una solicitud

por beneficiario/año:

por beneficiario y año. A efectos de éste cómputo, se tendrá en cuenta la participación de una misma persona física o jurídica en otras entidades beneficiarias con personalidad jurídica, de modo que una misma persona física o jurídica no podrá participar

en

dos

o

más

solicitudes,

con

independencia del porcentaje de participación que tenga en las entidades beneficiarias.

Plazo de amortización y

A elección del beneficiario final: - 8 años, incluido uno de carencia.

carencia:

- 10 años, incluido uno de carencia.

Tipo

de

cesión

Entidades de Crédito:

a

las

Variable: Euribor a 6 meses. A los efectos del presente documento, Euribor es el tipo de interés de referencia, obtenido de la pantalla Reuter Euribor 6 meses, Act/360, de las 11

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos Autor: Anabella Drisaldi Castro

279

horas del día en que el ICO publica los tipos aplicables para la quincena o, en su defecto, el que refleje la oferta real de mercado, más una tarifa de corretaje del 0,025 %. El tipo resultante vendrá expresado en tres decimales. Hasta 1 %.

Margen de las Entidades Financieras:

El ICO comunicará los martes fin de quincena

Comisión de gestión:

al IDAE el importe correspondiente a la comisión flat de gestión de 5 puntos básicos sobre las cantidades efectivamente dispuestas. Este importe de comisión de gestión será ingresado por el IDAE en la cuenta del ICO en el Banco de España (Entidad 1.000) dentro del plazo máximo de los dos días

hábiles

siguientes

a

la

comunicación,

informando al ICO la fecha en que ha realizado el abono.

Ayuda financiera de

La ayuda se aplicará a la amortización

IDAE para la amortización del

anticipada parcial del préstamo/leasing en forma de

préstamo/leasing:

abono de una sola vez, disminuyendo el principal pendiente, una vez la Entidad de Crédito Mediadora haya justificado al ICO la correcta aplicación de los

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos Autor: Anabella Drisaldi Castro

280

fondos. La intensidad de la ayuda depende del apartado en el que se incluya la instalación. Para el apartado S.4 las ayudas son de 125€ por cada 1000€ de financiación. 125 €/1.000 € Tipo al Beneficiario final:

Variable: Euribor a 6 mes más hasta 1%, revisable semestralmente.

Riesgo con

los

Beneficiarios finales: Plazo de formalización de operaciones:

Es asumido por las Entidades de Crédito Mediadoras. El beneficiario tendrá un plazo máximo de dos meses desde la fecha de envío del ICO a la Entidad de Crédito Mediadora de la autorización para proceder a la formalización del préstamo/leasing. Transcurrido dicho plazo sin que se hubiera formalizado, los fondos quedarán liberados para poder ser aplicados en otras solicitudes, quedando sin validez dicha autorización.

Cancelación anticipada Voluntaria:

Permitida, coincidiendo con las fechas de revisión. En el supuesto de amortización anticipada del

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281

préstamo/leasing, el prestatario no procederá a la devolución de la ayuda de IDAE si la inversión ha sido realizada y comprobada por el IDAE. En caso de que la inversión no se haya realizado, el prestatario devolverá la ayuda de IDAE a este organismo a través del ICO. Reintegrar, el ICO tramitará la cancelación anticipada sin solicitar el reintegro de ayuda, correspondiendo al IDAE solicitar el mismo al beneficiario final.

2.2.3 Ayudas de la CAM.

La Comunidad de Madrid, dentro del Estado español, representa un caso muy especial en relación con la situación del sector energético, al ser una región con un elevado consumo de energía que contrasta enormemente con una producción autóctona muy reducida (apenas produce el 3 % de toda la energía que consume).

Entre las energías renovables, la solar es una de las más atractivas, teniendo en cuenta tanto la orografía como la realidad climática del ámbito territorial de la Comunidad de Madrid. Por ello, en la última década se ha venido potenciando desde el Gobierno regional la utilización de la energía solar, en sus dos vertientes, térmica

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos Autor: Anabella Drisaldi Castro

282

y fotovoltaica. Ello se ha traducido en un continuo aumento de los fondos destinados a subvencionar la utilización de dicha energía.

Por todo lo anterior, se ha iniciado una campaña denominada "Madridsolar", que se articulará durante 2005 y años posteriores en un gran número de actuaciones.

- Beneficiarios Corporaciones locales, así como sus agrupaciones o Mancomunidades. Otras entidades públicas o con participación pública. Instituciones sin ánimo de lucro. Comunidades de propietarios o agrupaciones de la misma. Empresas y otras personas jurídicas no incluidas en los apartados anteriores. Personas físicas.

- Conceptos Promover actuaciones de uso racional de la energía y utilización de fuentes de energía renovables en el ámbito de la Comunidad de Madrid incentivando el autoabastecimiento y protección del medio ambiente.

- Cuantía Energías renovables: • Solar fotovoltaica (sistemas aislados o sistemas conectados a red de más de 5 kWp, o de potencia inferior que tengan carácter demostrativo):

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283

2 euros/Wp para sistemas conectados a red.

- Cuantía máxima de las ayudas 70% de la inversión en todos los casos.

- Requisitos Realizar la inversión en el ámbito territorial de la Comunidad de Madrid. No tener deudas contraídas con la Comunidad de Madrid en período ejecutivo de pago, salvo que estuvieran debidamente garantizadas.

- Información complementaria El procedimiento de concesión de las ayudas será el de concurrencia no competitiva.

- Organismo responsable Servicio de Programas Industriales y de Energía de la Dirección General de Industria, Energía y Minas de la Consejería de Economía e Innovación Tecnológica. -

Recogida de la solicitud:

Dirección General de Industria, Energía y Minas. C/ Cardenal Marcelo Spínola 14, Edificio F-4. -

Presentación de solicitud y documentación:

Registro de la Dirección General de Industria, Energía y Minas. C/ Cardenal Marcelo Spínola 14, Edificio F-4. En cualquier Registro Oficial de la Comunidad de Madrid.

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284

2.2.4. Costes de operación.

Se estiman los costes de operación y mantenimiento anuales en 2c€/kWh. El seguro de la instalación será de 1c€/kWh anual. Los totales ascienden a 2050 €/año y 1020 €/año respectivamente.

2.3 ANÁLISIS DE RENTABILIDAD

2.3.1 Margen Operativo Bruto

La Rentabilidad del Proyecto se calcula a partir de la proyección a 25 años del Margen operativo Bruto de la actividad que es el resultado de la ecuación del Margen menos los Gastos de la actividad . Los Ingresos se obtienen considerando un volumen fijo anual del volumen de electricidad que se vende a la red por el precio actualizado anual de la Tarifa eléctrica de venta (Euros/kWh) . Esta tarifa se actualiza anualmente pero se considera un coeficiente fijo de actualización.

Los gastos comprenden los afectos al mantenimiento de la instalación, los servicios, seguros e impuestos ; es decir el total de gastos operativos. La larga vida útil de la instalación objeto del estudio unida a su bajo coste de mantenimiento permite anticipar en consecuencia unos ingresos

permanentes y

sostenibles en el largo plazo . Partiendo de una tarifa de 0,44 Eur/KWh actualizada año a año y suponiendo que la tasa actual de inflación se mantiene constante ; para

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285

un volumen anual también constante de la electricidad que se vende a la red de de 102.231 KWh anuales durante todo el período de evaluación de la inversión .

En el cuadro siguiente se pueden apreciar los Ingresos y Gastos actualizados anualmente obtenidos en el horizonte temporal fijado para el estudio.

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287

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2.3.2

288

Cálculo de la Amortización del Inmovilizado

Dada la inversión inicial en el año cero antes del comienzo de las operaciones se consideran dos grandes apartados: la inversión fija propiamente dicha que se amortiza en 25 años y los gastos de instalación amortizables en más de un período anual que se cargan al proyecto en 5 años.

Dichas amortizaciones son un coste lineal no desembolsable a lo largo de la vida del proyecto y deben descontarse para el cálculo del beneficio debido a la depreciación que sufren con el tiempo las inversiones en inmovilizado

La larga vida útil de las instalaciones del proyecto es también una garantía de que puede fijarse una amortización lineal del mismo a 25 años y permite anticipar también que resulta correcto evaluar la rentabilidad de la inversión en tal plazo.

En el siguiente cuadro se visualiza el comportamiento de la amortización total en el proyecto.

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289

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290

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2.3.3

291

Subvenciones , Ayudas y Financiación Externa ( Crédito )

Teniendo en cuenta la inversión en capital fijo y gastos amortizables así como las subvenciones y ayudas iniciales se obtiene el importe del crédito sujeto a financiación bancaria.. En este estudio se ha seleccionado la variante de crédito a 10 años con uno de carencia y pagos semestrales, como puede verse en los siguientes cuadros :

DATOS CREDITO (PAGOS SEMESTRALES) Capital Total del Proyecto Importe de la subvención CAM Importe de la subvención I.D.A.E. Monto del Prestamo Numero de Reembolsos Interes Anual en tanto por uno ICO (euribos+1) Interés anual en pagos semestrales Cuota de la Carencia Semestral Cuota semestral Constante período reembolso

222.130,13

0,0183

415.143,00 161.280,00 31.732,88 222.130,13 18 0,03632 0,03665 4.070,51 14.599,22

Para el cálculo de las cuotas en período de carencia como en período de reembolso se toma como referencia el método de calculo del servicio de la deuda por el método francés a cuota constante. Sus resultados se ponen en el siguiente cuadro.

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Nro cuota

Amortización

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

0,00 0,00 10.528,71 10.721,65 10.918,12 11.118,20 11.321,94 11.529,41 11.740,68 11.955,83 12.174,92 12.398,02 12.625,22 12.856,57 13.092,17 13.332,08 13.576,39 13.825,18 14.078,52 14.336,51

TOTALES

222.130,13

Amort Acu

0,00 0,00 10.528,71 21.250,36 32.168,49 43.286,68 54.608,62 66.138,03 77.878,71 89.834,54 102.009,46 114.407,49 127.032,71 139.889,28 152.981,45 166.313,53 179.889,92 193.715,10 207.793,62 222.130,13

292

Interés

Cuotas

4.070,51 4.070,51 4.070,51 3.877,57 3.681,10 3.481,03 3.277,29 3.069,81 2.858,54 2.643,39 2.424,30 2.201,20 1.974,01 1.742,65 1.507,05 1.267,14 1.022,83 774,05 520,70 262,71

4.070,51 4.070,51 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22 14.599,22

48.796,91

270.927,04

La posibilidad del pago de las cuotas del crédito que aparecen en el cuadro depende de que el proyecto genere un disponible suficiente

según sean las

necesidades operativas de circulante .

2.3.4

Cálculo del Capital Circulante y del disponible para el Servicio

de la Deuda.

Se considera una hipótesis de las necesidades operativas de fondos para pagos corrientes de la actividad así como que los clientes realizan sus pagos cada 60 días. Estas dos partidas componen el total de las necesidades de circulante que se deducen

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293

sumados a los impuestos al beneficio del margen operativo bruto , para determinar la existencia de un flujo de caja positivo y suficiente para la cobertura del servicio de la deuda . En el cuadro puede verse la aptitud del proyecto para solventar tanto las necesidades operativas de fondos como para cubrir los pagos generados por las cuotas del préstamo.

Todo préstamo representa una carga que puede resultar ciertamente onerosa para una empresa , por tanto además de que el flujo de caja sea positivo y disponible para el pago de la deuda; es necesario saber el ratio de cobertura sobre la deuda. En otras palabras el índice denominado Ratio de Cobertura de la Deuda resulta de dividir el flujo disponible por el total de la deuda ; si este cociente es mayor que uno entonces el proyecto tiene capacidad para asumir su compromiso financiero. Y tanto mayor sea el indicador más líquida será la situación ante cualquier emergencia de pagos En síntesis en el cuadro siguiente se ve que en todos los años el ratio de cobertura de la deuda el margen operativo bruto al que se deducen las necesidades de circulante para

operaciones corrientes y los impuestos, es suficientemente

líquido para afrontar el pago de la deuda financiera y el resto de compromisos.

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294

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295

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2.3.5

296

Cuenta de Resultados. Calculo del Período de Recuperación ,

VAN y TIR

Realizado el cálculo anual del Margen Operativo Bruto en el apartado 2.3.1 y deduciendo la Amortización obtenida en el punto 2.3.2 más los intereses del préstamo calculados en el punto 2.3.3 , obtenemos el cash flow operativo que menos los impuestos permite analizar la existencia del beneficio de la actividad y su capacidad financiera para la aceptación económica del proyecto.

-

Período de Recuperación o Retorno de la Inversión

Se define como tal a la suma de períodos, en general años, en que se recupera la inversión inicial a trabes de los flujos de caja generados por el proyecto. La inversión se recupera en el año en el cual los flujos de caja acumulados superan la inversión inicial. Tratándose en este caso de una inversión sujeta a subvenciones y ayudas a fondo perdido resulta correcto calcular este plazo neto de tales incentivos. No es un método que pueda ser utilizado como criterio único, pero se lo utiliza como complementario de los dos que se exponen a continuación. En resumen

este proyecto cuya evaluación se somete a un horizonte

temporal de análisis de 25 años y cuya vida económica útil podría extenderse hasta 40 años tiene un período de recuperación entre los 19 y 20 años; sin embargo si se deducen las ayudas que son a fondo perdido del total evaluable, entonces la

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297

recuparación real para los inversores está entre los 14 a 15 años. Un plazo normal que por si mismo aconseja la inversión en el proyecto.

-

Valor Actual Neto (VAN)

Consiste en actualizar el valor presente de los flujos de caja futuros que genera el proyecto, descontados a un cierto tipo de interés, o tasa de descuento, y compararlos con el importe inicial de la inversión. Si el sumatorio de los flujos de caja actualizados en el horizonte temporal elegido para evaluar el proyecto, resulta mayor que el valor de la inversión inicial resulta positivo ; entonces el proyecto está en situación de ser elegido. Ya sea por la atractividad e interés que el mismo disponga o por la comparación con otros proyectos alternativos. A la tasa de actualización elegida

del 3,665%

compatible con la tasa

financiera los flujos actualizados del proyecto generan un cash-flow suficiente durante toda la vida del proyecto . A dicha tasa los flujos generados actualizados menos la inversión inicial del año cero de proyecto resultan positivos en la suma de 144.494 euros.

-

Tasa Interna de Retorno (TIR)

Se define a ésta como la tasa de descuento o tipo de interés que iguala el VAN a cero. Si la TIR es mayor que la tasa de descuento , el proyecto se considera aceptable en caso contrario mediarán o no otras consideraciones para su rechazo u aceptación..

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298

La tasa de actualización que iguala el VAN a cero; es decir la tasa máxima asumible por un proyecto por encima de la cual sería deficitario, es en este caso del del 5,9238% . Tasa que además se encuentra muy por encima de la tasa financiera del crédito.

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299

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300

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301

2.4 .SÍNTESIS DE LA RENTABILIDAD DEL PROYECTO

a) En primer lugar se analizó el período de retorno de la inversión siendo éste de 19 a 20 años sin considerar las ayudas y de 13 a 14 años considerando las ayudas a fondo perdido, siendo esta última la más realista para considerar la evaluación como positiva.

b) Seguidamente se evaluó el Valor Actual Neto del proyecto llegándose a la conclusión de que los fondos netos generados de 144.494 euros son suficientes para seleccionar el proyecto y calificarlo de rentable según este criterio. Teniendo en cuenta las ayudas a fondo perdido los beneficios obtenidos a 25 años alcanzarían los 305.777 € para una inversión inicial de 222.130 €.

c) El último criterio elegido de selección ha sido el de la Tasa Interna de Retorno que iguala él VAN a cero y resulta de un 5,9238%; tasa muy superior a la de la financiación externa asumida,

que aconseja también la selección del

proyecto.

Sin embargo y pese a todas las razones económicas y financieras destacadas del proyecto cabría preguntarse cuál es su ventaja comparativa frente a otras posibilidades de inversión.

d) Es muy importante comentar en el aspecto de los ingresos que se garantiza la venta de toda la energía generada a un precio estipulado como un porcentaje

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302

dependiente de la tarifa media de referencia, es decir, existe un precio público garantizado y la energía generada tiene su compra comprometida.

Lo que coloca a este proyecto entre los de menor riesgo sobre cualquier proyecto tecnológico elegible. En otras palabras en lo más importante de una actividad económica empresarial, tal es el mantenimiento de una venta constante, podría decirse que este proyecto goza de una incertidumbre igual a cero.

e) El proyecto no necesita de inversiones adicionales a través del tiempo, ya sea por razones de obsolescencia técnica o por incremento de la capacidad por competencia del mercado; y no necesita sobre todo nuevas inversiones por mantenimientos onerosos generados por el desgaste de los elementos originales; como ocurre con otras inversiones de mayor rentabilidad inicial pero de corto horizonte temporal. La larga vida útil destacada al principio es por sí misma un factor de selección a priori.

f) No solamente la posibilidad de obtención de subvenciones sino su ratio sobre la inversión total del 46,50% del total insumido por el proyecto lo coloca seguramente entre los que gozan de ayudas del mayor importe.

g) Las facilidades de obtención de créditos dadas por la solvencia inicial que otorgan las subvenciones es finalmente otro de los criterios cualitativos que no debe ignorarse a la hora de decidir sobre un proyecto de este tipo.

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303

Por todas estas razones económicas, ya sea las que dan los clásicos criterios numéricos del análisis de inversiones como las que dan las del contexto cualitativo en que se desenvuelve esta actividad determinan que el proyecto resulta asumible, es factible en todos sus aspectos técnicos, económicos y financieros; teniendo también una importante ventaja comparativa frente a otras decisiones de proyectos aparentemente más rentables en el corto plazo pero más riesgosos en el largo plazo.

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos Autor: Anabella Drisaldi Castro.

301

3. IMPACTO MEDIOAMBIENTAL.

Las

instalaciones

medioambiental

que

de

conexión

podemos

a

considerar

red

tienen

un

práctimente

impacto nulo.

Si

analizamos diferentes factores, como son el ruido, emisiones gaseosas a ala atmósfera, destrucción de flora y fauna, residuos tóxicos y peligrosos vertidos al sistema de saneamiento, veremos que su impacto, solo se limitará a la fabricación pero no al funcionamiento.

3.1.

IMPACTO

MEDIOAMBIENTAL

RELACIONADO

CON

EL

FUNCIONAMIENTO DE LA INSTALACIÓN.

‰

Ruidos:

-Módulos fotovoltaicos: La generación de energía de los módulos fotovoltaicos, es un proceso totalmente silencioso.

-Inversor: trabaja a alta frecuencia no audible por el oído humano.

‰

Emisiones gaseosas a la atmósfera:

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos Autor: Anabella Drisaldi Castro.

302

La forma de generar de un sistema fotovoltaico, no requiere ninguna combustión para proporcionar energía, solo de una fuente limpia como es el sol.

‰

Destrucción de flora y fauna:

Ninguno

de

los

equipos

de

la

instalación

tiene

efecto

de

sistema

de

destrucción sobre la flora o la fauna.

‰

Residuos

tóxicos

y

peligrosos

vertidos

al

saneamiento:

Para funcionar los equipos de la instalación no necesitan verter nada al sistema de saneamiento, la refrigeración se realiza por convección natural.

3.2.

IMPACTO AMBIENTAL EN LA FABRICACIÓN.

En todo proceso de fabricación de módulos fotovoltaicos, componentes electrónicos para los inversores, estructuras, cables etc. Es donde las emisiones gaseosas a la atmósfera y vertidos al sistema de saneamiento, pueden tener mayor impacto sobre el medio.

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos Autor: Anabella Drisaldi Castro.

303

Los residuos tóxicos y peligrosos están regulados por el Real Decreto 833/1988 de 20 de julio. En este documento se encuentra reglamentadas las actuaciones en materia de eliminación de este tipo de residuos, que se resume en un correcto etiquetado y en su almacenamiento hasta la retirada por empresas gestoras de residuos, ua que no se pueden verter al sistema de saneamiento.

Esto se traduce en costes asociados a los procesos

de

fabricación de manera que en el diseño de procesos hay que tener en cuenta los posibles residuos. Los principales residuos de esta clase son : disoluciones de metales, aceites, disolventes orgánicos, restos de los dopantes y los envases de las materias primas que han contenido estos productos.

Los ácidos y los álcalis empleados en los procesos de limpieza pertenecen a la clase de residuos que se eliminan a través del sistema integral de saneamiento. Estos están regulados por al a Ley 10/1993 de 26 de octubre. Esta ley limita las concentraciones máximas de contaminantes que es posible verter, así com la temperatura y el pH. Las desviaciones con respecto a los valores marcados por la ley se reflejan en el incremento de la tasa de depuración.

En cuanto a al energía consumida en el proceso de fabricación , tenemos el dato que en un tiempo entre 4 y 7 años los módulos

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos Autor: Anabella Drisaldi Castro.

304

fotovoltaicos devuelven la energía consumida en la fabricación, muy inferior a la vida prevista para estos que es superior a los 20 años.

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos

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Autor: Anabella Drisaldi Castro.

4. ANEXOS

4.1. TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA

4.1.1. Efecto fotoeléctrico

El efecto fotoeléctrico fue descubierto por Heinrich Hertz en 1887, al observar que el arco que salta entre dos electrodos conectados a alta tensión alcanza distancias mayores cuando se ilumina con luz ultravioleta que cuando se deja en la oscuridad.

Un Año después, Hallwachs hizo una importante observación de que la luz ultravioleta al incidir sobre un cuerpo cargado negativamente causaba la perdida su carga, mientras que no afectaba a un cuerpo con carga positiva.

Diez

años

mas

tarde,

J.

Thomson

y

P.

Lenard

demostraron

independientemente, que la acción de al luz era la causa de la emisión de cargas negativas libres por la superficie del metal. Aunque no hay diferencia con los demás electrones, se acostumbra al denominar fotoelectrones a estas cargas negativas.

Heinrich Hertz establece que electrones de una superficie metálica pueden escapar de ella si adquieren la energía suficiente suministrada por luz de longitud de onda lo suficientemente corta.

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos

306

Autor: Anabella Drisaldi Castro.

Posteriormente Einstein le dio el significado correcto en 1905, en el que dice que un haz de luz se compone de paquetes de energía llamados cuantos de luz o fotones. Cuando el fotón choca contra un electrón en la superficie de un metal, el fotón le puede transmitir energía al electrón, con la cual podría este escapar de la superficie del metal.

4.1.1.1 Efecto fotoeléctrico externo

Es la formación y liberación de partículas eléctricamente cargadas que se produce en la materia cuando es irradiada con luz u otra radiación electromagnética.

En el efecto fotoeléctrico externo se liberan electrones en la superficie de un conductor metálico al absorber energía de la luz que incide sobre dicha superficie. Este efecto se emplea en la célula fotoeléctrica, donde los electrones liberados por un polo de la célula, el fotocátodo, se mueven hacia el otro polo, el ánodo, bajo la influencia de un campo eléctrico. El estudio del efecto fotoeléctrico externo desempeñó un papel importante en el desarrollo de la física moderna.

Los experimentos mostraron que la máxima energía posible de los electrones emitidos sólo depende de la frecuencia de la luz incidente, y no de su intensidad. En 1905, para tratar de explicar el mecanismo del efecto fotoeléctrico externo, Albert Einstein sugirió que podría considerarse que la luz se comporta en determinados casos como una partícula, y que la energía de cada partícula luminosa, o fotón, sólo depende de la frecuencia de la luz.

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos

307

Autor: Anabella Drisaldi Castro.

Para explicar el efecto fotoeléctrico externo, Einstein consideró la luz como un conjunto de "proyectiles" que chocan contra el metal. Cuando un electrón libre del metal es golpeado por un fotón, absorbe la energía del mismo. Si el fotón tiene la suficiente energía, el electrón es expulsado del metal.

Según la teoría de Einstein, esta energía máxima sólo depende de la energía del fotón que lo expulsa, que a su vez sólo depende de la frecuencia de la luz. La teoría de Einstein se verificó por experimentos posteriores. El término efecto fotoeléctrico también puede referirse a otros procesos como por ejemplo el efecto fotovoltáico.

Efecto fotovoltaico

En el efecto fotovoltaico, los fotones crean pares electrón-hueco en materiales semiconductores. En un transistor, este efecto provoca la creación de un potencial eléctrico en la unión entre dos semiconductores diferentes.

4.1.1.2. Efecto fotoeléctrico interno

En el fotoefecto interno los electrones excitados permanecen dentro de la sustancia, contrario al fotoefecto externo.

Cuando el material es irradiado, electrones de la banda de valencia son llevados a la banda de conducción y aumenta la conductividad eléctrica del material irradiado. Este aumento de conductividad se llama fotoconducción. En el caso en de los metales, debido a su alta conductividad eléctrica base, el aumento de

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conductividad por radiación es insignificante, por eso el fotoefecto interno se emplea tanto en los semiconductores dopados como en los intrínsecos.

La conductividad intrínseca es ocasionada por electrones y huecos térmicamente generados, que están presentes en iguales concentraciones. Cuando la sustancia es irradiada, portadores de carga libres adicionales son producidos por la energía del fotón con lo que se mejora la conductividad. Mediante el dopado deliberado de un semiconductor con donantes o aceptores, se obtiene un semiconductor tipo P o N.

4.1.2. Célula fotoeléctrica / Celdas Solares

Componente electrónico basado en el efecto fotoeléctrico. En su forma más simple, se compone de un ánodo y un cátodo recubierto de un material fotosensible.

La luz que incide sobre el cátodo libera electrones que son atraídos hacia el ánodo, de carga positiva, originando un flujo de corriente proporcional a la intensidad de la radiación. De esta forma las células o celdas solares convierten energía solar en electricidad

La forma más común de las celdas solares se basa en el efecto fotovoltaico, en el cual la luz que incide sobre un dispositivo semiconductor de dos capas produce una diferencia del potencial

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entre las capas. Este voltaje es capaz de conducir una corriente a través de un circuito externo.

Fig. 1. Efecto fotovoltaico en una célula solar

4.1.2.1. Orígenes de las celdas solares

El efecto fue observado primero en un material sólido (el metal selenio) en 1877. Este material fue utilizado durante muchos años para los fotómetros, que requerían de cantidades muy pequeñas de energía.

Una célula solar de silicio que convertía el 6% de la luz solar que incidía sobre ella en electricidad fue desarrollada por Chapin, Pearson y Fuller en 1954.

Las celdas solares de silicio disponibles comercialmente en la actualidad tienen una eficiencia de conversión en electricidad de la luz solar que cae sobre ellas de cerca del 18%.

En la actualidad existen una gran variedad de métodos para la producción práctica de celdas solares de silicio (amorfas, monocristalinas o policristalinas), del mismo modo que para las celdas solares hechas de otros materiales (seleniuro de cobre e indio, teluro de cadmio, arseniuro de galio, etc).

4.1.2.2. Elaboración

Las celdas solares de silicio se elaboran utilizando planchas (wafers) monocristalinas, planchas policristalinas o láminas delgadas

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- Las planchas monocristalinas (de aproximadamente 1/3 a 1/2 de milímetro espesor) se cortan de un gran lingote monocristalino que se ha desarrollado a aproximadamente 1400°C, siendo un proceso muy costoso.

El silicio debe ser de una pureza muy elevada y tener una estructura cristalina casi perfecta.

- Las planchas policristalinas son realizadas por un proceso de moldeo en el cual el silicio fundido es vertido en un molde y se lo deja asentar. Entonces se rebana en planchas.

Como las planchas policristalinas son hechas por moldeo son apreciablemente más baratas de producir, pero no tan eficiente como las celdas monocristalinas.

El rendimiento más bajo es debido a las imperfecciones en la estructura cristalina resultando del proceso de moldeo.

- El silicio amorfo, una de las tecnologías de lámina delgada, es creado depositando silicio sobre un substrato de vidrio de un gas reactivo tal como silano (SiH4).

El silicio amorfo

Luz solar Región N

es

de grupo de

una

Malla colectora de corriente

tecnologías

de 30 micras

300 micras

Región P Material base Malla colectora de corriente posterior

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lámina delgada. Este tipo de célula solar se puede aplicar como película a substratos del bajo costo tales como cristal o plástico.

Fig. 2. Esquema de una célula

Dopado

En la producción de celdas solares al silicio se le introducen átomos de impurezas (dopado) para crear una región tipo p y una región tipo n de modo de producir una unión p-n.

Un átomo del silicio tiene 4 electrones de valencia (aquellos más débilmente unidos), que enlazan a los átomos adyacentes. Substituyendo un átomo del silicio por un átomo que tenga 3 o 5 electrones de la valencia producirá un espacio sin un electrón (un agujero) o un electrón extra que pueda moverse más libremente que los otros, ésta es la base del doping.

En el doping tipo p, la creación de agujeros, es alcanzada mediante la incorporación en el silicio de átomos con 3 electrones de valencia, generalmente se utiliza boro.

En el dopaje de tipo n, la creación de electrones adicionales es alcanzada incorporando un átomo con 5 electrones de valencia, generalmente fósforo.

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Una vez que se crea una unión p-n, se hacen los contactos eléctricos al frente y en la parte posterior de la célula evaporando o pintando con metal la plancha.

La parte posterior de la plancha se puede cubrir totalmente por el metal, pero el frente de la misma tiene que tener solamente un patrón en forma de rejilla o de líneas finas de metal, de otra manera el metal bloquearía al sol del silicio y no habría ninguna respuesta a los fotones de la luz incidente.

4.1.2.3 Funcionamiento

Las celdas solares están formadas por dos tipos de material, generalmente

Fig. 3. Célula solar Malla

Silicio tipo N Silicio tipo P Conexiones

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silicio tipo p y silicio tipo n.

La luz de ciertas longitudes de onda puede ionizar los átomos en el silicio y el campo interno producido por la unión que separa algunas de las cargas positivas ("agujeros") de las cargas negativas (electrones) dentro del dispositivo fotovoltaico.

Los agujeros se mueven hacia la capa positiva o capa de tipo p y los electrones hacia la negativa o capa tipo n.

Aunque estas cargas opuestas se atraen mutuamente, la mayoría de ellas solamente se pueden recombinar pasando a través de un circuito externo fuera del material debido a la barrera de energía potencial interno. Por lo tanto si se hace un circuito se puede producir una corriente a partir de las celdas iluminadas, puesto que los electrones libres tienen que pasar a través del circuito para recombinarse con los agujeros positivos.

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4.1.2.4. Energía y eficiencia

La cantidad de energía que entrega un dispositivo fotovoltaico esta determinado por:

- El tipo y el área del material - La intensidad de la luz del sol - La longitud de onda de la luz del sol.

Por ejemplo, las celdas solares de silicio monocristalino actualmente no pueden convertir más el de 25% de la energía solar en electricidad, porque la radiación en la región infrarroja del espectro electromagnético no tiene suficiente energía como para separar las cargas positivas y negativas en el material.

Las celdas solares de silicio policristalino en la actualidad tienen una eficiencia de menos del 20% y las celdas amorfas de silicio tienen actualmente una eficiencia algo menor del 10%, debido a pérdidas de energía internas más altas que las del silicio monocristalino.

Eficiencias típicas de células

• Silicio amorfo (Single Layer)

2 - 5%

• Módulo Apolo (Cd Te)

8 - 10%

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• Silicio Monocristalino

11 - 15%

• Silicio Policristalino

10 - 14%

• Silicio Monocristalino Saturno

16 - 18%

(datos proporcionados por BP Solar)

Una característica importante de las celdas fotovoltaicas es que el voltaje de la célula no depende de su tamaño, y sigue siendo bastante constante con el cambio de la intensidad de luz. La corriente en un dispositivo, sin embargo, es casi directamente proporcional a la intensidad de la luz y al tamaño. Para comparar diversas celdas se las clasifica por densidad de corriente, o amperios por centímetro cuadrado del área de la célula.

La potencia entregada por una célula solar se puede aumentar con bastante eficacia empleando un mecanismo de seguimiento para mantener el dispositivo fotovoltaico directamente frente al sol, o concentrando la luz del sol usando lentes o espejos. Sin embargo, hay límites a este proceso, debido a la complejidad de los mecanismos, y de la necesidad de refrescar las celdas. La corriente es relativamente estable a altas temperaturas, pero el voltaje se reduce, conduciendo a una caída de potencia a causa del aumento de la temperatura de la célula.

4.1.3. Paneles fotovoltaicos

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Puesto que una sola célula fotovoltaica tiene un voltaje de trabajo cercano a 0.5 V, estas generalmente se conectan juntas en serie (positivo con negativo) para proporcionar voltajes más grandes.

Material de conexión

Célula

Unión soldada

Fig. 4. Conexión en serie para aumentar la diferencia de potencial:

Al conjunto formado por células conectadas en serie y en paralelo, convenientemente ensamblado y protegido contra los agentes externos, se le denomina panel o módulo fotovoltaico.

Las células solares son elementos frágiles y se deben proteger por ambos lados. Esto se consigue colocándolas entre una capa de protección superior y otra inferior. El coeficiente de expansión térmica de los materiales protectores, tanto el superior como el inferior, debe ser similar y compatible además con el de las células.

En la actualidad los plásticos y el vidrio son los materiales más empleados. El vidrio tiene la ventaja de mantener intactas sus propiedades ópticas y eléctricas durante largos periodos.

Los polímeros no impiden la penetración de la humedad en las uniones y la metalización, por lo que son apropiados si el silicio subyacente y los otros materiales son resistentes a la corrosión. Los plásticos son más ligeros que el vidrio, pero se

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deben escoger cuidadosamente puesto que algunos tipos pueden perder su transparencia a la luz y su solidez después de una larga exposición a la luz solar y a la atmósfera.

Sellante

Superficie frontal

Cristal con bajo Encapsulado EVA

Sellado y fijación

Célula

Generación fotovoltaica

Fibra de vidrio

Eliminar aire del laminado

Encapsulado Marco de aluminio Extruido

Protección y alta Transmisión luz

Tricapa TEDLAR

Sellado y fijación Protección de humedad y cubierta posterior

Fig. 5. Composición de un laminado

Los paneles adoptan casi siempre una forma cuadrada o rectangular, con áreas que van desde unos 0,1 m² hasta 0,5 m².

El grueso total, sin incluir el marco protector, no suele superar los 3 cm. Son relativamente ligeros y, aunque rígidos en apariencia, son capaces de sufrir ligeras deformaciones para adaptarse a los esfuerzos mecánicos a que pudiesen verse sometidos.

4.1.3.1. Conexiones de los módulos

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Corrientemente sólo se usan ciertos voltajes estándar, como 1,5 V, 6 V, 12 V, 24 V y 48 V, que son múltiplos unos de otros. Cualquier pedido específico de potencia se puede satisfacer conectando el número adecuado de módulos en serie y en paralelo. La asociación en serie de paneles permite alcanzar la tensión pedida mientras que la asociación en paralelo permite obtener la potencia deseada.

Al combinar ramas en serie y en paralelo se puede conseguir la tensión y la corriente que se desee.

- Al conectar los módulos en paralelo se mantiene la tensión de un solo módulo pero se suman las corrientes de todos:

18 A BP SOLAR

BP SOLAR

BP SOLAR

BP SOLAR

BP SOLAR

BP SOLAR

+

BP SOLAR

BP SOLAR

12 V 12 V -

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Autor: Anabella Drisaldi Castro.

- Al conectar los módulos en serie se suma la tensión pero se mantiene la corriente de uno solo.

9A BP SOLAR ESPAÑA

BP SOLAR ESPAÑA

BP SOLAR ESPAÑA

BP SOLAR ESPAÑA

+

24 V

-

Características eléctricas de los módulos

La respuesta del panel frente a la radiación solar viene determinada por las células que lo forman, por lo que se caracterizará por los mismos parámetros que describen a una célula: • Corriente de cortocircuito • Tensión de circuito abierto • Potencia máxima • Factor de forma • Eficiencia total del panel

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La curva característica del panel o curva de intensidad-voltaje presenta la misma forma que en el caso de las células y varía poco de unos paneles a otros.

El estándar internacionalmente aceptado para medir respuestas de los paneles fotovoltaicos es una intensidad radiante de 1000 W/m², que se conoce como una intensidad de un Sol y una temperatura de la célula de 25 grados Celsius. Así, la potencia nominal pico de un panel es la proporcionada por el mismo al recibir una irradiación de 1000 W/m² cuando la temperatura es de 25 grados Celsius. No obstante, las condiciones de trabajo respecto a las de referencia vendrán dadas por las variaciones de las células componentes.

El voltaje (medida del potencial eléctrico entre dos puntos de un circuito , cuya unidad es el Voltio) y la corriente (cantidad de electrones por segundo que fluye por un circuito, medida en Amperios) que proporciona un módulo están relacionados por la curva de rendimiento o curva I-V:Pero la curva I-V del módulo varía con la

Curva de potencia del módulo

I-V MODULO BP275 CORRIENTE MODULO

(Amps)

6

90

5

75

4

60

3

45

2

30

1

15

0

0 0

2.5

5.0

7.5

10.0

12.5

15.0

17.5

20

TENSION MODULO (V) 25 ºC Temp célula 100 mW/cm2

Potencia

POTENCIA MODULO

(W)

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temperatura. En general los módulos trabajan mejor a menores temperaturas:

Curva del módulo en función de la temperatura

CURVA I-V MODULO BP275 CORRIENTE MODULO (A)

5 4 3 2 1 0 0

5

10

15

20

TENSION MODULO (V) 25 ºC

Temp. célula

40 ºC

Temp. célula

60 ºC

Temp. célula

80 ºC

Temp. célula

100 mW/cm

2

Los paneles que se interconexionen deberán tener la misma curva I-V a fin de evitar descompensaciones.

Los contactos eléctricos exteriores deben asegurar una perfecta estanqueidad cuando se efectúe la unión con el conductor exterior o con los paneles. Algunos paneles llevan preparada una toma de tierra, que será precisa usar cuando, por acoplarse un cierto número de paneles, la potencia total vaya a ser considerable.

Tipos de módulos ™

Los paneles se fabrican en una de tres categorías básicas:

25

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•

Paneles de bajo voltaje / baja potencia.

Son confeccionados conectando entre 3 y 12 segmentos pequeños de silicio amorfo fotovoltaico con un área total de algunos centímetros cuadrados para obtener voltajes entre 1.5 y 6 V y potencias de algunos milivatios.

Aunque cada uno de estos paneles es muy pequeño, la producción total es grande. Se utilizan principalmente en relojes, calculadoras, cámaras fotográficas y dispositivos para detectar la intensidad de luz.

•

Paneles pequeños de 1 - 10 vatios y 3 - 12 V.

Con áreas de 100cm2 a 1000cm2.

Son hechos ya sea cortando en pedazos celdas mono o policristalinas de 100cm2 y ensamblándolas en serie, o usando paneles amorfos de silicio.

Los usos principales son en radios, juguetes, bombeadores pequeños, cercas eléctricas y cargadores de baterías.

•

Paneles grandes, de 10 a 60 vatios, y habitualmente 6 o 12

voltios.

Áreas de 1000cm2 a 5000cm2.

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Son generalmente construidos conectando de 10 a 36 celdas del mismo tamaño en serie. Se utilizan individualmente para bombeadores pequeños y energía de casas rodantes (luces y refrigeración) o en conjuntos para proporcionar energía a casas, comunicaciones, bombeadores grandes y fuentes de energía en área remotas.

™

Existen tres "calidades" de paneles dependiendo del método de

fabricación.

A continuación se describen los paneles fotovoltaicos de mayor a menor calidad: •

Silicio Monocristalino:

Estas células se obtienen a partir de barras cilíndricas de silicio Monocristalino producidas en hornos especiales. Las celdas se obtienen por cortado de las barras en forma de obleas cuadradas delgadas (0,4-0,5 mm de espesor). Su eficiencia en conversión de luz solar en electricidad es superior al 12%. Son por lo tanto, los más caros pero los más efectivos.

•

Silicio Policristalino:

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Estas células se obtienen a partir de bloques de silicio resultado de la fusión de trozos de silicio puro en moldes especiales. En los moldes, el silicio se enfría lentamente, solidificándose. En este proceso, los átomos no se organizan en un único cristal. Se forma una estructura policristalina con superficies de separación entre los cristales. Su eficiencia en conversión de luz solar en electricidad es algo menor a las de silicio Monocristalino.

•

Silicio Amorfo:

Estas celdas se obtienen mediante la deposición de capas muy delgadas de silicio sobre superficies de vidrio o metal. Su eficiencia en conversión de luz solar en electricidad varía entre un 5 y un 7%. Son por consiguiente, los más baratos.

4.1.4. Sistemas fotovoltaicos conectados a la red

Los principales componentes que forman un sistema fotovoltaico conectado a red son:

-

Módulos fotovoltaicos

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-

Inversor para la conexión a red

-

Dispositivo de intercambio con la red eléctrica

-

Contador de energía bidireccional

El inversor es uno de los componentes más importantes en los sistemas conectados a red, ya que maximiza la producción de corriente del dispositivo fotovoltaico y optimiza el paso de energía entre el módulo y la carga.

Es un dispositivo que transforma la energía continua producida por los módulos (12V, 24V, 48V, ..) en energía alterna (generalmente 220V), para alimentar el sistema y/o introducirla en la red, con la que trabaja en régimen de intercambio.

Los inversores para la conexión a la red eléctrica están equipados generalmente con un dispositivo electrónico que permite extraer la máxima potencia, paso por paso, del generador fotovoltaico. Este dispositivo sigue el punto de máxima potencia (MPPT) y tiene justamente la función de adaptar las características de producción del campo fotovoltaico a las exigencias de la carga.

El dispositivo de intercambio con la red sirve para que la energía eléctrica introducida en la red tenga todas las características requeridas por la misma.

Finalmente, el contador de energía mide la energía producida por el sistema fotovoltaico durante su periodo de funcionamiento.

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Fig. 6. Aquí se presenta el esquema tipo de un sistema fotovoltaico conectado a red:

Fig. 7. Esquema eléctrico indicativo de un sistema fotovoltaico conectado a red:

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327

4.2. MANTENIMIENTO.

4.2.1. MÓDULOS FOTOVOL TAICOS

L o s mó d u l o s f o t o v o l t a i c o s r e q u i e r e n mu y p o c o ma nteni miento, por su propia conf i g u r a c i ó n c a r e n t e d e p a r t e s m ó v i l e s y c o n e l ci rc u i t o i n t er i o r de las células y las soldaduras de c o n e x i ó n m u y p r o t e g i d a s d e l a mb ie n t e e x t e r i o r por c a p a s de ma t e r i a l pr o t e ct o r . E l ma n t e n i mi en t o a b a r c a l o s s i g u i e nt e s p r o c e s o s:

- L i mp i e z a p e r i ó di c a d e l p a n e l , l a p e r i odi c i d a d de l p r o c e s o d e p e n d e , l ó g i c a me n t e d e l a i n t e n s i d a d e e n s u c i a mi e n t o . E n el c a o s de depósitos procedentes de las aves conviene evitarlos instalando p e q u e ñ a s a n t e n a s e l á s t i c a s e n l a p a r t e a l t a d e l p a n e l , i mp i d i e n d o a a q u é l l a s que s e p o s e n . L a o p e r a c i ó n d e l i mpi e z a c o n s i s t e s i mp l e me n t e e n e l l a v a d o d e l o s mó d u l o s c o n a g u a y a l g ú n d e t e r g e n t e n o a b r a s i v o . E s t a o p e r a ción se tiene q u e r e a l i z a r a p r i me r a s h o r a s d e l a ma ñ a n a , c u a n d o e l mó d u l o e s t a f r í o . N o e s recome ndable en ningún c a so utiliz a r ma ngue r a s a pr e sión. -Inspecc ión visua l de posible s d e g r a d a c i o n e s i n t e r n a s y d e l a e s t a n q u e i d a d del panel.

- C o n t r o l d e l a s c o n e x i o n e s eléctricas y el cableado.

Recuperación energética mediante sistemas fotovoltaicos Autor: Anabella Drisaldi Castro.

328

-R evisió n de los pr e nsa e stopa s de la c a ja de c one x ió n .

4.2.2. INVERSOR.

E l ma n t e n i mi e n t o d e l i n v e r s o r n o d i f i e r e e s pe c i a l me n t e d e l a s o p e r a c i o n e s n o r ma l e s e n e q u i p o s e l e c t r ó n i c o s . La s a v e r í a s e n c o n d i c i o n e s n o r ma l e s d e f u n c i o n a mi e n t o s o n p o c o f r e c u e n t e s y l a s i mpl i c i d a d d e l o s e q u i p o s r e d u c e e l ma n t e n i mi e n t o a l a s s i g u i e n t e s operaciones.

o O b s e r v a c i ó n v i s u a l d e l e s t a d o y f u n c i o n a mi e n t o d e l i n v e r s o r . o C o mpr o b a c i ó n d e l c o n e x i o n ado y cableado de l9os c o mp o n e n t e s . o O b s e r v a c i ó n d e l f u n c i o n a mi e n t o d e l o s i n d i c a d o r e s ó p t i c o s . o A c u mu l a c i ó n d e p o l v o y u s u c i e d a d que se pueda producir en el conducto de ventilación.

4.2.3. CAJAS DE CONEXIÓN.

o Se observará la estanqueidad de l o s a r ma r i o s y p r e n s a e s t o p a s . o C a b l e a d o g e n e r a l d e l a r ma r i o . o A p r i e t e de b o r n a s y d e t e c c i ó n d e c a b l e s c o n t e mp e r a t ur a elevada.

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329

o Señalización de cables en buen estado. o C o mp r o b a c i ó n d e l a s p r o t e c c io n e s ( v a r i s t o r e s , f u s i b l e s , ma g n e t o t é r mi c o s , s e c c i o n a d or e s , e t c .) .

4.2.4. C A MIN O D E CABLES.

o E l i mi n a r s u c i e d a d e n l a s c o nd u c c i o n e s q u e s e e n c u e n t r e n e n e l e xt e r i o r . o C o mp r o b a c i ó n v i s u a l d e l a i s l a mi e n t o d e l o s c a b l e s . o Fijación a bandejas muros etc. o Señaladores de cables en buen estado.

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330

4.3. SEGURIDAD LABORAL.

El Real Decreto 1627/1997 de 24 de octubre dispone que en todo proyecto de ejecución de obra debe incluirse un estudio de Seguridad y Salud, como requisito necesario par a el visado por el Colegio Profesional. A continuación detallaré una serie de normas que serán de obligatorio cumplimiento para la realización de la obra por todo el personal autorizado.

Riesgos laborales:

‰

Caídas al mimo o distinto nivel.

‰

Electrocuciones.

‰

Quemaduras producidas por descargas eléctricas.

‰

Cortes en las manos.

‰

Atrapamiento de los dedos al introducir cables en los conductores.

‰

Golpes en la cabeza en el montaje de los módulos fotovoltaicos, bandejas, canaletas, equipos y armarios de conexión.

‰

Caída de materiales.

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331

Prevención:

Todos los medios de protección individual irán especificados en cuanto a sus características y condiciones técnicas correspondientes, así como las medidas necesarias par a su correcto uso y mantenimiento, atendiendo tanto a la reglamentación vigente como a las normas de uso y costumbre.

‰

Redes de protección para evitar la caída al vacío desde la cubierta del edificio.

‰

Barandillas de protección.

‰

Casco de seguridad para evitar golpes en la cabeza y caída de materiales de forma accidental.

‰

Cinturón de seguridad para la prevención de caídas.

‰

Cuerda de seguridad para fijación del cinturón. Su utilización sera siempre en las siguientes condiciones:

-La longitud será tal que no permita nunca el choque contra ningún nivel. -En caso de caída se tendrá en cuenta el posible penduleo para no chocar contra nada. -La caída no será superior a 1 m. Utilizándose anclajes de seguridad para tal fin. ‰

Guantes de cuero para la manipulación de todos los elementos que puedan ocasionar golpes y cortes en las

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332

manos, como cables, módulos fotovoltaicos, armarios de protección, inversores, canaletas, bandejas, etc. ‰

Guantes aislantes.

‰

Calzado de seguridad que sea aislante y con suela antideslizante para evitar electrocuciones y deslizamientos.

‰

Trabajo en líneas sin tensión.

‰

Instalaciones auxiliares de obra protegidad al paso de personas o maquinaria para evitar deterioro de la cubierta aislante.

‰

No se permitirá la utilización directa de los terminales de los conductores, como clavija de toma de corriente.

‰

Los empalmes y conexiones se realizaran mediante elementos apropiados debidamente aislados.

‰

Las escaleras de mano que se utilicen serán de tijera.

Lugar de trabajo.

Para el trabajo en el interior como en el exterior de la obra se tendrán en cuenta las siguientes recomendaciones. Deberá procurarse la estabilidad y solidez de los materiales y equipos, así como evitar el paso por superficies deslizantes sin utilización del calzado adecuado.

Deberán disponerse de los servicios higiénico-sanitarios suficientes par el número de trabajadores en actividad simultánea.

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333

Estos servicios dispondrán de jabón y productos desengrasantes, si fuera necesario, así como botiquín de primeros auxilios. Todos los elementos punzantes o cortantes, situados a una altura inferior a dos metros, deberán estar debidamente protegidos y señalizados. Los lugares cerrdos deberán dotarse de ventilación suficiente para evitar la concentración de humos, gases o vapores tóxicos o sofocantes, así como de una ventilación adecuada y suficiente.

Otras consideraciones.

Durante la fase de ejecución de la obra, se emplearán las señales y dispositivos de seguridad incluidos en el R.D. 485/1997 de 14 de abril, siempre que el análisis de los riesgos existentes, situaciones de emergencia previsibles y medidas preventivas adoptadas, hagan necesario: ‰

Llamar la atención de los trabajadores.

‰

Alertarlos en situaciones de emergencia.

‰

Facilitar localizaciones.

‰

Orientar en maniobras peligrosas.

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334

4.4. RIESGO ELÉCTRICO.

El riesgo eléctrico es aquel susceptible de ser producido por cualquier tipo de operación en instalaciones eléctricas y/o con equipos y aparatos de baja, media y alta tensión, como pueden ser operaciones de mantenimiento o experimentación con aparatos e instalaciones eléctricas.

4.4.1. Exposición

Quedan específicamente incluidos los riesgos por: o Choque eléctrico por contacto con elementos en tensión (contacto eléctrico directo), con masas puestas accidentalmente en tensión (contacto eléctrico indirecto) o Quemaduras por choque o arco eléctrico. o Caídas o golpes como consecuencia de choque o arco eléctrico. o Incendios o explosiones originados por la electricidad.

4.4.2. Factores expositivos que condicionan la probabilidad y sus efectos sobre la salud

Intensidad de la corriente:

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335

Es uno de los factores que más inciden en los efectos ocasionados por el accidente eléctrico. Los valores de intensidad se establecen como valores estadísticos debido a que sus valores netos dependen de cada persona y del tipo de corriente. A intensidad de 10 mA existe tetanización muscular y la imposibilidad de soltarse del lugar donde se produce el contacto eléctrico. Al superarse los 50 mA de intensidad, se produce fibrilación ventricular.

Duración del contacto eléctrico: Junto al factor anterior es el que más influye sobre los efectos del accidente ya que condiciona la gravedad del paso de la corriente por el organismo.

Forma de la corriente: Tanto la corriente continua como alterna siguen los principios de la ley de Ohm, siendo la corriente alterna aproximadamente 3-4 veces menos peligrosa que la continua. En términos generales, una corriente continua o alterna de 100 mA es considerada como muy peligrosa mortal.

Tensión aplicada: La peligrosidad en el paso de la tensión depende directamente de la resistencia eléctrica del organismo. El reglamento Electrotécnico de Baja Tensión fija unos valores de tensión de seguridad (tal que aplicada al cuerpo humano, proporcione un valor de intensidad que no suponga

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riesgos para el individuo) de 50 V para emplazamientos secos y de 24 V para emplazamientos húmedos, siendo aplicables tanto para corriente continua como alterna, con una frecuencia de 50 Hz.

Frecuencia: A mayor frecuencia menos peligrosidad, siendo los valores superiores a 100.000 Hz prácticamente inofensivos. Para valores de 10.000 Hz la peligrosidad es similar a la corriente continua.

La resistencia eléctrica del cuerpo humano: La resistencia que presenta el cuerpo humano al paso de la corriente depende de la resistencia eléctrica del cuerpo (que a su vez depende de factores como la superficie de contacto, la presión de contacto, el grado de humedad de la piel, etc.), la resistencia de contacto y la resistencia de salida.

Fig. 1.- Relación entre intensidad y resistencia.

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Fig. 2.- Recorrido de la corriente por el cuerpo humano. La resistencia eléctrica del cuerpo humano varía según las personas y el estado de salud que presenten, en especial, si tienen lesiones en la piel. Los valores generales de resistencia oscilan entre 100 y 500 W y, tendiendo en cuenta la barrera de los tejidos, puede llegar a alcanzar valores de hasta 1.000 W.

4.4.3. Señalización

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4.4.3. Riesgo eléctrico y Salud

Tipos de accidentes eléctricos Los accidentes eléctricos se clasifican en: (1) Contacto eléctrico directo: Es el contacto de personas con partes eléctricamente activas de materiales y equipos. La corriente deriva de su trayectoria para circular por el cuerpo humano. Entre las afecciones más frecuentes, se encuentran:

Paro cardíaco (Fibrilación ventricular). Se produce cuando la corriente pasa por el corazón y su efecto en el organismo se traduce en un paro circulatorio por parada cardiaca.

Asfixia y paro respiratorio. Se produce cuando la corriente eléctrica atraviesa el tórax e impide la acción de los músculos, los pulmones y la respiración.

Tetanización / contracción muscular. Consiste en la anulación de la capacidad de reacción muscular que impide la separación voluntaria del punto de contacto eléctrico.

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Quemaduras. Puede provocar desde enrojecimiento de la piel e hinchazón de la zona donde se produjo el contacto hasta carbonización.

Embolias. Es el paso de la corriente puede dar lugar a la aparición de coágulos en la sangre que pueden obstruir alguna arteria.

.

Tabla 1.- Efectos fisiológicos directos de la electricidad.

(2) Contacto eléctrico indirecto: Es el contacto de personas con elementos conductores puestos accidentalmente bajo tensión por un fallo de aislamiento En caso de contacto eléctrico indirecto, las afecciones sobre la salud humana están generalmente asociadas a:

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Golpes del cuerpo humano contra objetos, caídas, etc., ocasionados tras el contacto con la corriente.

Quemaduras debidas al arco eléctrico. Pueden ser internas o externas por el paso de la intensidad de corriente a través del cuerpo, bien por ‘Efecto Joule’ o por proximidad al arco eléctrico.

4.4.4. Efectos fisiológicos de la electricidad

Según el tiempo de exposición y el recorrido de la corriente eléctrica por el cuerpo humano, pueden producirse lesiones de diversa consideración; desde asfixia o quemaduras, hasta lesiones secundarias a consecuencia del choque eléctrico. En la tabla 2 se muestran los distintos efectos de la corriente eléctrica sobre el organismo, en función de la intensidad de la corriente y la duración del choque eléctrico. La exposición permanente a un riesgo eléctrico, puede condicionar a largo plazo la aparición de los siguientes trastornos: Manifestaciones renales. Trastornos cardiovasculares. Trastornos nerviosos. Trastornos sensoriales, oculares y auditivos.

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4.4.5. Equipos e instalaciones eléctricas.

El tipo de instalación eléctrica de un lugar de trabajo y las características de sus componentes deberán adaptarse a las condiciones específicas del lugar de la actividad desarrollada en él y de los equipos eléctricos (receptores) que vayan a utilizarse. Deberán tenerse en cuenta factores tales como las características conductoras del lugar de trabajo (posible presencia de superficies muy conductoras, humedad atmosférica, etc.), la presencia de atmósferas explosivas, materiales inflamables o ambientes corrosivos y cualquier otro factor que pueda incrementar significativamente el riesgo eléctrico.

Tabla 2.- Efectos de la corriente eléctrica.

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En cualquier caso, las instalaciones eléctricas de los lugares de trabajo y su uso y mantenimiento deberán cumplir lo establecido en la reglamentación electrotécnica, la normativa general de seguridad y salud sobre lugares de trabajo, equipos de trabajo y señalización en el trabajo, así como cualquier otra normativa específica que les sea de aplicación.

4.4.6. Indicaciones para vigilar el seguro y correcto funcionamiento de las instalaciones y equipos eléctricos.

Diseño seguro de las instalaciones. Utilización de equipos de acuerdo a las instrucciones señaladas. Mantenimiento correcto y reparaciones. Modificaciones según normas y personal especializado. Selección de equipo y ambiente apropiado. Buenas prácticas en la instalación. Conexiones a tierra correctas. Equipos de desconexión automática operativos. Disponer de un cuadro general con diferenciales y automáticos. Disponer de interruptor diferencial adecuado, toma de tierra eficaz e interruptor automático de tensión (magnetotérmico) Disponer de líneas específicas para los equipos de alto consumo.

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Distribuir con protección (automático omnipolar) en cabeza de derivación. Instalar la fuerza y la iluminación por separado, con interruptores. Emplear instalaciones entubadas rígidas (> 750 V) Aplicación del código de colores y grosores. No emplear de modo permanente alargaderas y multiconectores (ladrones) Usar circuitos específicos para aparatos especiales. En áreas especiales emplear bajo voltaje (24 V), estancos, tapas, etc. Aumentar la seguridad en los trabajos con inflamables. Efectuar el mantenimiento adecuado y realizar inspecciones y comprobaciones periódicas.

4.4.7. Procedimiento de trabajo Todo trabajo en una instalación eléctrica o en su proximidad que conlleve un riesgo eléctrico deberá efectuarse sin tensión, salvo en los siguientes casos:

o Las operaciones elementales, tales como conectar y desconectar en instalaciones de baja tensión, con material eléctrico concebido para su utilización inmediata y sin riesgos por parte del público en general. o

Los trabajos en instalaciones con tensiones de seguridad, siempre que no exista posibilidad de confusión en la identificación de las mismas y que las intensidades de un posible cortocircuito no supongan riesgos de quemadura.

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o Las maniobras, mediciones, ensayos y verificaciones cuya naturaleza así lo exija, tales como la apertura y cierre de interruptores. o Los trabajos en proximidad de instalaciones cuyas condiciones de explotación o de continuidad del suministro así lo requieran.

. 4.4.8. Precauciones específicas para el trabajo con equipos y aparatos eléctricos:

o Respetar las señalizaciones. o Utilizar y mantener las instalaciones eléctricas de forma adecuada y revisar los equipos eléctricos antes de utilizarlos. o Evitar el paso de personas y equipos sobre alargaderas o cables eléctricos. o En caso de avería o mal funcionamiento de un equipo, póngalo fuera de servicio, desconéctelo y señalícelo. o En el caso de que sea imprescindible realizar trabajos en tensión, deberán utilizarse los medios de protección adecuados y los Equipos de Protección Individual (EPI’s) apropiados.

Evitar: - Manipular la instalación eléctrica si no está autorizado o no tiene formación específica. - Desconectar los equipos tirando de los cables. - Conectar cables sin clavija homologada.

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- Utilizar aparatos eléctricos con las manos o los pies húmedos. - Utilizar herramientas eléctricas mojadas. - Puentear las protecciones: interruptores diferenciales, magnetotérmicos, etc. - Acceder a recintos de servicio y envolventes de material eléctrico salvo que se esté autorizado para ello.

4.4.9. Medidas preventivas para evitar contactos eléctricos.

Contacto directo: Se evitan colocando fuera del alcance de las personas los elementos (ITC-BT 024) conductores bajo tensión mediante alguna de las siguientes medidas:

Alejamiento de las partes activas de la instalación, impidiendo un contacto fortuito con las manos. Interposición de obstáculos (p.ej. armarios eléctricos aislantes o barreras de protección), impidiendo cualquier contacto accidental con las partes activas de la instalación. Si los obstáculos son metálicos, se deben tomar también las medidas de protección previstas contra contactos indirectos. Recubrimiento con material aislante (p.ej. aislamiento de cables, portalámparas, etc.). No se consideran materiales aislantes apropiados la pintura, los barnices, las lacas o productos similares.

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Aunque usemos estas protecciones contra los contactos directos, hay ocasiones en las que concurren fallos debido a problemas de mantenimiento, imprudencias, etc. Para hacer frente a estos errores, se introducen los interruptores diferenciales que facilitan una rápida desconexión de la instalación y reducen el peligro de accidente mortal por contacto eléctrico directo. Los interruptores diferenciales son dispositivos de corte de corriente por un defecto de aislamiento, que originan la desconexión total o parcial de la instalación defectuosa. Para aplicar una protección diferencial, tanto los aparatos como las bases de los enchufes han de estar conectados a tierra.

Contacto indirecto: Los sistemas de protección contra estos contactos están fundamentados en estos tres principios: Impedir la aparición de defectos mediante aislamientos complementarios. Hacer que el contacto eléctrico no sea peligroso mediante el uso de tensiones no peligrosas. Limitar la duración del contacto a la corriente mediante dispositivos de corte. Básicamente, el riesgo por contacto indirecto se evita mediante la toma de tierra y/o dispositivos de corte automático de la tensión o de la intensidad de la corriente (magnetotérmicos y diferenciales). Los magnetotérmicos actúan interrumpiendo el paso de la corriente cuando hay sobrecargas en la red o bien cuando hay cortocircuitos. Tanto en un caso como en otro, el magnetotérmico actúa produciendo un corte en el

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suministro eléctrico a la instalación. Pasados unos segundos y una vez comprobado que la causa que ha motivado el corte se ha subsanado, se puede volver a conectar. Los diferenciales son también unos dispositivos de protección que actúan desconectando el suministro de electricidad a la instalación cuando se establece un contacto con un equipo con defecto eléctrico. El funcionamiento de los diferenciales se debe comprobar periódicamente a través del botón de TEST. Las tomas de tierra tienen como objetivo evitar que cualquier equipo descargue su potencial eléctrico a tierra a través de nuestro cuerpo. En condiciones normales, cualquier equipo puede tener en sus partes metálicas una carga eléctrica bien por electricidad estática o bien por una derivación. Con el fin de evitar una descarga eléctrica al tocar dicho equipo, se exige que éste tenga sus partes metálicas con toma de tierra.

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4.5. SOLICITUDES Y DOCUMENTACIÓN A CUMPLIMENTAR PARA LA PUESTA EN MARCHA DE LA INSTALACIÓN

4.5.1. Solicitud de otorgamiento de la condición de instalación de producción de energía eléctrica acogida al régimen especial ( RD 436/2004 )

o

Ejemplo de la solicitud de inscripción.

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o Anexos incluidos en el RD con respecto al funcionamiento de la instalación.

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4.5.2. Modelo de contrato tipo y modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión (Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas del 31 de mayo)

o

Características de los equipos de control, conexión seguridad y

medida.

1. Conexión a la red Potencia nominal de la instalación (kW) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Monofásica sí/no. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Trifásica sí/no . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2. Generador fotovoltaico Fabricante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Modelo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Potencia máxima Pmáx (Wp) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tensión en circuito abierto Voc (V) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Corriente de máxima potencia, Imáx (A) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tensión de máxima potencia Vmáx (V) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Intensidad de cortocircuito. Isc (A) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Número total de módulos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3. Inversor AC (a cumplimentar por cada inversor instalado) Inversor 1 Inversor n Fabricante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Modelo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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Número de serie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tensión nominal AC Vn (V) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Potencia AC, Pn (kW) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vcc máxima (V) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vcc mínima (V) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Conexión RN, SN, TN o trifásico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Protección contra Vac baja (sí/no) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tensión de actuación (V) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Protección contra Vac alta (sí/no) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tensión de actuación (V) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Protección contra frecuencia baja (sí/no) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Frecuencia de actuación (Hz) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Protección contra frecuencia alta (sí/no) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Frecuencia de actuación (Hz) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Protección contra funcionamiento en isla (sí/no) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Potencia nominal de la instalación (kWp) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4. Protecciones externas Interruptor general Fabricante . . . . . . . . . . . . . Modelo . . . . . . . . . . . . . Tensión nominal, Vn (V) . . . . . . . . . . . . . Corriente nominal, In (A) . . . . . . . . . . . . . Poder de corte (KA) . . . . . . . . . . . . .

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Protección contra Vac baja (*) Sí/no . . . . . . . . . . . . . Fabricante . . . . . . . . . . . . . Modelo . . . . . . . . . . . . . Tensión de actuación (V) . . . . . . . . . . . . . Protección contra Vac alta (*) Sí/no . . . . . . . . . . . . . Fabricante . . . . . . . . . . . . . Modelo . . . . . . . . . . . . . Tensión de actuación (V) . . . . . . . . . . . . . Protección contra frecuencia baja (*) Número de fabricación . . . . . . . . . . . . . Sí/no . . . . . . . . . . . . . Fabricante . . . . . . . . . . . . . Modelo . . . . . . . . . . . . . Frecuencia de actuación (Hz) . . . . . . . . . . . . . Protección contra frecuencia alta (*) Sí/no . . . . . . . . . . . . . Fabricante . . . . . . . . . . . . . Modelo . . . . . . . . . . . . . Frecuencia de actuación (Hz) . . . . . . . . . . . . . 5. Aparatos de medida y control Contador de salida de energía o bidireccional Fabricante . . . . . . . . . . . . .

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Modelo . . . . . . . . . . . . . Número de fabricación . . . . . . . . . . . . . Relación de intensidad . . . . . . . . . . . . . Tensión . . . . . . . . . . . . . Constante de lectura . . . . . . . . . . . . . Clase . . . . . . . . . . . . . Contador de entrada de energía o bidireccional(en caso de que no haya contador bidireccional) Fabricante . . . . . . . . . . . . . Modelo . . . . . . . . . . . . . Número de fabricación . . . . . . . . . . . . . Relación de intensidad . . . . . . . . . . . . . Tensión . . . . . . . . . . . . . Constante de lectura . . . . . . . . . . . . . Clase . . . . . . . . . . . . . 6. Acceso a la información Lectura de contadores Interlocutores a efectos de operación Por el titular Nombre . . . . . . . . . . . . . Teléfono . . . . . . . . . . . . . Fax . . . . . . . . . . . . . Por la ED: Nombre . . . . . . . . . . . . .

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Teléfono. . . . . . . . . . . . . . (*) No cumplimentar en caso de que el Inversor incorpore estas protecciones internamente.

o

Esquema unifilar

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o

Anexos , modelos de factura.

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4.5.3. Solicitud del punto de conexión a la compañía sumistradora.

o

Formulario de solicitud.

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o

Ejemplo de respuesta de la compañía suministradora.

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1.9. BIBLIOGRAFÍA

1.9.1. Energía solar / Tecnología fotovoltaica

[ASIF04] Energía Solar Fotovoltaica en la Comunidad de Madrid

[DAVI01] ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA Luis Dávila Gómez, Curso de Formación del profesorado en el área de las Energías Renovables Madrid, Octubre 2001

[GREE03] Greenpeace. “GUIA SOLAR GREENPEACE 2003”. Agosto 2003.

[IDAE03] Instituto para el Ahorro y la Diversificación Energética (IDAE). “ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA”. Año 2003

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[ACE04] Administración Central Española. “RD 436/2004 ACTUALIZACIÓN Y SISTEMATIZACIÓN DEL RÉGIMEN ESPECIAL DE GENERACIÓN”. Marzo 2004.

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[ACE02] Administración Central Española. “REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO DE BAJA TENSIÓN”. Año 2002.

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[IDAE05] Convenio ICO-IDAE para el fomento de las energías renovables Año 2005

[MF95] Ministerio de fomento, “ ESTRUCTURAS DE ACERO EN LA EDIFICACIÓN” 1995

[MF98] Ministerio de Fomento, “NORMAS TECNOLÓGICAS DE LA EDIFICACIÓN”1998 [IDAE04] Instituto para el Ahorro y la Diversificación Energética (IDAE). “CONVENIO ICO/IDEA DE DIFUSIÓN 2004”. Marzo 2004

[IDAE05] Instituto para el Ahorro y la Diversificación Energética (IDAE). “PLAN DE FOMENTO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES” Año 2005.

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[PIRE04] Pirelli Cables y Sistemas. “CABLES DE BAJA TENSION”. Año 2004

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http://www.mtas.es/insht/legislation/RD/REBT http://www.prysmian.com http://www.energuia.com http://www.apleiningenieros.com http://www.codeso.com/EnergiaSolar5 http://www.re.sandia.gov/wp/wpGuia/energia. http://www.agener.org http://www.foronuclear.org http://www.enerclub.es http://www.ciemat.es http://mundotecnico.redliberal.com/energia/

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http://english.schueco.de http://www.inelsacontrols.com/ www.construinfo.com http://www.atersa.com http://solar.schletter.de http://www.ico.es http://www.madrid.org http://www.mofinet.com http://www.erasolar.es http://www.gerencie.com http://www.idae.es http://ciberconta.unizar.es/sic/excel http://www.ecomur.com/ http://endrino.cnice.mecd.es/~jhem0027/aparamenta/magnetotermico http://www.dersa.es/ee_rr http://www.textoscientificos.com/ http://www.shell-energia-electricidad.com/index.htm http://www.enersun.es http://www.enersolar.com/index.html http://www.portalsolar.com/portalsolar/energia-solar.html http://www.aluminio.com.es http://www.solener.com/index.html http://www.unizar.es/aeipro/finder/2_ingenieria.htm

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5. CONCLUSIONES

En este proyecto además de realizar el diseño de una instalación fotovoltaica de generación de energía eléctrica para la empresa Cemusa, hemos podido analizar a pequeña escala las ventajas que podemos obtener mediante el uso de esta tecnología y las dificultades que ralentizan su implantación.

Como ya se explica ampliamente en los apartados 1.2.2. y 1.2.3. del apartado de Motivación y Antecedentes ( Situación energética mundial y Situación energética en España ) la situación energética actual plantea la necesidad de desarrollar nuevas energías tanto para hacer frente al incremento de la demanda y agotamiento de combustibles fósiles , como para frenar el deterioro medioambiental fomentado por el uso masivo de otras energías convencionales.

Las instalaciones de conexión a red plantean la ventaja de tener un impacto medioambiental prácticamente nulo. Si analizamos diferentes factores, como son el ruido, emisiones gaseosas a la atmósfera, destrucción de flora y fauna, residuos tóxicos y peligrosos vertidos al sistema de saneamiento, veremos que su impacto, solo se limitará a la fabricación pero no al funcionamiento.

Sin embargo la tecnología aún no está suficientemente desarrollada como para salvar ciertas barreras; su alto coste de fabricación y de producción de la energía, la

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producción dependiente de periodos estacionales y horarios y la dificultad de almacenamiento de la energía unidos a su bajo rendimiento hacen que de momento no pueda ser competitiva frente a las centrales de producción convencionales.

Energías convencionales que también conllevan ciertas externalidades que no se cuantifican de forma rigurosa como son la gestión de sus residuos o las emisiones contaminantes, algunas de las cuales se materializarán mediante la puesta en práctica del protocolo de Kyoto que en el caso concreto de España supondrá la necesidad de adquirir 100 millones de toneladas de dióxido de carbono al año en los mercados internacionales para cumplir sus compromisos.

Para la ayuda al desarrollo de las tecnologías de producción eléctrica de origen renovable el El Plan de Energías Renovables del Estado regula el establecimiento de primas, ayudas y acuerdos de financiación.

En el caso concreto de la tecnología fotovoltaica el interés económico que pueda suscitar a inversores particulares se debe a las normativas y ayudas que priman el vertido a la red de toda la energía generada con sistemas fotovoltaicos, y que subvencionan a los titulares de este tipo de instalaciones Es especialmente interesante el establecimiento de la obligación de la compañía eléctrica de comprar la energía fotovoltaica a una tarifa 5,75 veces superior a la TMR durante los primeros 25 años ( RD 436 )

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Como se recoge en el apartado 1.3. Marco Jurídico el objetivo de esta legislación, y de los planes y programas que fomentan la implantación de tecnologías de generación eléctrica a partir de fuentes renovables, es reducir nuestra tasa de dependencia energética del exterior, mejorar la eficiencia y disminuir la aportación al consumo de las fuentes energéticas vinculadas a los combustibles fósiles.

En el aspecto económico se pueden extraer dos conclusiones:

o

Desde el punto de vista del consumidor de energía eléctrica el

aumento anual de la tarifa eléctrica como consecuencia de la aplicación del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 se estima en un 0,6%.

o

Por otro lado el análisis de la rentabilidad que podemos obtener

mediante la explotación de estas instalaciones se analiza en el apartado 2.Estudio Económico. En nuestro caso hemos partido de la hipótesis de que se pudieran obtener y compatibilizar la totalidad de las ayudas y acuerdos de financiación. Sin embargo uno de los puntos que más pueden interesar a un inversor para asumir un proyecto de este tipo, es que queda regulada la obligación de la compañía eléctrica de comprar la energía de origen renovable, fijándose la

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tarifa del kWh en el 575% sobre la tarifa eléctrica media los primeros 25 años y al 460% a partir de entonces( RD 436 ).

Los valores finales para evaluar su rentabilidad y por tanto la elección o no del proyecto, han resultado positivos. Resultados que se ven algo mermados si no dispusiéramos de las ayudas a fondo perdido, influencia que se nota especialmente en el periodo de recuperación del capital que puede llegar a ser de 20 años.

Sin embargo goza de ciertas

ventajas comparativas frente a otras

posibilidades de inversión.

- La garantía de compra de toda la energía generada sitúa este proyecto entre los de menor riesgo sobre cualquier proyecto tecnológico elegible. - Las instalaciones fotovoltaicas apenas necesitan mantenimiento lo que se traduce en menores costes adicionales a través del tiempo - La vida útil de este tipo de instalaciones es muy larga, lo que permite su análisis de rentabilidad a un plazo mayor que otro tipo de inversiones. Los estudios iniciales garantizaban 25 años, pero del análisis histórico de las existentes resulta una vida útil por encima de los 40 años.

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El interés principal de Cemusa al plantear el proyecto es analizar la rentabilidad generada por la instalación de un generador fotovoltaico para conexión a red en una superficie disponible de tamaño medio. Sin embargo el objetivo fundamental de la promoción y el estudio de generadores fotovoltaicos de tamaño medio está en la contribución a la reducción de emisiones contaminantes (principalmente CO2 ) y el apoyo a la generación distribuida.

El generador instalado en las oficinas de Cemusa tendría una potencia instalada de 80,64 kWp. Se estima que la energía generada anual sería de 102231 Kwh/año. Si lo comparásemos con la producción en una central térmica convencional, por ejemplo de carbón, se evitaría la emisión de 102 Tm de CO2 anuales.