doc nº 1 memoria y anejo
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INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA AISLADA. CÁCERES (CÁCERES)
TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 1
INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA AISLADA, PARA ALIMENTACIÓN DE UN
MEDIDOR DE CAUDAL, TELÉFONO Y RADIO EN CÁCERES (CÁCERES)
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INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA AISLADA. CÁCERES (CÁCERES)
TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 2
DOCUMENTO Nº 1: MEMORIA Y ANEJOS DE LA MEMORIA
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INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA AISLADA. CÁCERES (CÁCERES)
TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 3
ÍNDICE
- página-
1.- DESCRIPCIÓN............................................................................................. 5
1.1.- ALCANCE DEL PROYECTO............................................................... 5
2.- DATOS DE PARTIDAS DE LA INSTALACIÓN............................................ 6
2.1.- USUARIO............................................................................................... 6
2.2.- LOCALIZACIÓN..................................................................................... 72.3.- DATOS GENERALES............................................................................ 7
3.- NORMATIVA DE APLICACIÓN.................................................................... 7
4.- CONFIGURACIÓN BÁSICA DE LA INSTALACIÓN..................................... 8
5.- DEMANDA O NECESIDADES DE POTENCIA............................................ 8
6.- CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LOS PANELES SOLARES.................... 9
6.1.- PÉRDIDA POR ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN............................... 11
6.2.- PÉRDIDAS POR SOMBRAS................................................................ 11
7.- CAPTADORES SOLARES FOTOVOLTAICOS............................................ 11
7.1.- CAPTADORES SOLARES FOTOVOLTAICOS.................................... 12
7.1.1.- UNIÓN DE LOS CAPTADORES SOLARES FOTOVOLTAICOS.. 12
7.1.2.- SOPORTES................................................................................... 12
7.2.- ACUMULADORES................................................................................ 13
7.3.- REGULADOR....................................................................................... 14
7.4.- CONDUCTORES.................................................................................. 15
7.5.- PROTECCIONES................................................................................. 15
8.- PLAN DE MANTENIMIENTO............................................... 17
8.1.- TAREAS A REALIZAR POR EL USUARIO.......................................... 18
8.2.- TAREAS A REALIZAR POR PERSONAL ESPECIALIZADO............... 20
9.- CONSIDERACIONES AMBIENTALES......................................................... 21
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 4
- página-
10.- CONSIDERACIONES ECONÓMICAS......................................................... 22
11.- ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA.................................................... 23
12.- PROGRAMACIÓN Y PUESTA EN MARCHA............................................... 23
13.- PRESUPUESTO........................................................................................... 24
ANEJOS A LA MEMORIA
ANEJO Nº I DIMENSIONAMIENTO GLOBAL DE LA INSTALACIÓN 26
ANEJO Nº II CÁLCULO DE LOS ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN
ANEJO Nº III PLAN DE MANTENIMIENTO
ANEJO Nº IV ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA
ANEJO Nº V PROGRAMACIÓN Y PUESTA EN MARCHA
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1.- DESCRIPCIÓN
El objeto del presente trabajo es el diseño y el cálculo de la instalación solar fotovoltaica
para el suministro de un medidor de caudal, teléfono y radio, ubica en Cáceres
(Cáceres).
1.1.- ALCANCE DEL PROYECTO
Se analizarán los siguientes aspectos:
_ Cálculo de la radiación disponible y previsión de la energía a generar.
_ Dimensionamiento de los diferentes componentes de la instalación.
_ Cálculo eléctrico.
_ Distribución física de los diferentes elementos.
_ Estudio de la viabilidad económica de la instalación.
El documento se desarrollara de acuerdo a la siguiente estructura:
Documento número 1: Memoria y Anejos:
_ Anejo I: Dimensionamiento Global de la instalación
_ Anejo II: Cálculo de los elementos de la instalación
_ Anejo III: Plan de mantenimiento.
_ Anejo IV: Estudio de viabilidad económica.
__ Anejo V:. Programación y puesta en marcha.
Documento número 2: Planos
_ Plano nº 1: Situación y emplazamiento.
_ Plano nº 2: Esquema unifilar.
Documento número 3: Pliego de prescripciones técnicas particulares
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 6
_ Capítulo I: Objeto y generalidades
_ Capítulo II: Definiciones
_ Capítulo III: Diseño de la instalación
_ Capítulo IV: Componentes y materiales
_ Capítulo V: Cálculo de la producción anual esperada
_ Capítulo VI: Recepción y pruebas
_ Capítulo VII: Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento
_ Capítulo VIII: Garantías
_ Capítulo IX: Ejecución, replanteo de las obras y posibles desperfectos
_ Capítulo X: Mediciones y Valoraciones
Documento número 4: Presupuesto y Mediciones:
_ Mediciones.
_ Cuadro de precios número 1 en letra.
_ Presupuesto parcial.
_ Resumen del presupuesto. _ Presupuesto de ejecución material
_ Presupuesto de ejecución por contrata.
Bibliografía, Web consultadas y Software utilizados.
2.- DATOS DE PARTIDA DE LA INSTALACIÓN
2.1.- USUARIO
_ Nombre y apellidos: .........................................
_ Dirección:..........................................................
_ Código postal, Localidad, Provincia:................
_ Teléfono:..........................................................
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2.2.- LOCALIZACIÓN
_ Localidad: Cáceres
_ Altitud: 200 m
_ Latitud: 40,7º
2.3.- DATOS GENERALES
La instalación proyectada tiene por objeto la alimentación con sistema de energía solar
fotovoltaica de un medidor de caudal y nivel de agua de los ríos, teléfono y radio.
El medidor dispone de una sonda de nivel que realiza cuatro medidas al día de 15
minutos cada una y los almacena en una memoria interna. Además, cada 4 horas se
realiza vía FAX un envió de los datos obtenidos, la duración estimada de la transmisión
es de 5 minutos. Por razones de seguridad se realizan 3 emisiones de radio de una
duración estimada de 15min. Las potencias de los aparatos son los siguientes;
_ Medidor de caudal y nivel de ríos; 100 W.
_ Teléfono: 15 W.
_ Radio 35 W .
3.- NORMATIVA DE APLICACIÓN
_ R.D. 2224/1998 de 16 de octubre certificado de profesionalidad de instalador de
sistemas fotovoltaicos y eólicos de pequeña potencia.
_ R.D. 3490 / 2000, Artículo 7 del Ministerio de Economía,.
_ R.D, 842 / 2002 de 2 de agosto de 2002, Reglamento Electrotécnico para Baja
Tensión.
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4.- CONFIGURACIÓN BÁSICA DE LA INSTALACIÓN
La instalación se clasifica dentro de la categoría de instalaciones fotovoltaicas aisladas
de la red con sistema de acumulación mediante baterías.
Todas las cargas de la instalación son de corriente continua de 12 V, por lo que la
configuración básica tipo consiste en una instalación compuesta por:
_ Paneles o módulos solares fotovoltaicos.
_ Sistema de regulación o Regulador.
_ Acumulador.
_ Cargas conectadas: Medidor de caudal, teléfono y radio.
Esquema 2.-/1 Instalación solar fotovoltaica aislada.
5.- DEMANDA O NECESIDADES DE POTENCIA
En la siguiente tabla se detallan la demanda de potencia de la instalación estudiada:
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 9
Consumo de energía diaria
Aparato Potencia Tiempo de trabajo Consumo diario
Medidor de caudal y nivel
de agua100 W 1,50 horas 0.1500 kWh/día
Teléfono / fáx 15 W 0,50 horas 0.0075 kWh/día
Radio 35 W 0,75 horas 0.0263 kWh/día
Potencia Total diaria (P): 165 W Consumo Medio diario /Et) 0.1838 kW/día
Tabla 4.- / 1 Consumo de energía diaria.
6.- CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LOS PANELES SOLARES FOTOVOLTAICOS
En el anejo I de la presente memoria se detallan los cálculos para determinar el número
de paneles y características de los mismos.
El factor global de rendimiento de la instalación es de 0,76, este rendimiento se ha
determinado de acuerdo a la siguiente ecuación:
vcb
d
avcb k k k P
N k k k k R −−−⎥
⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅−−−−= )1(1
Donde;
_ kb, coeficiente de pérdidas por rendimiento en el acumulador, este valor está
comprendido entre 0,05 si no se precisan descargas intensas y 0,1 para casos másdesfavorables.
_ ka, coeficiente de autodescarga, que dependerá del tipo de batería.
_ kc, coeficiente de pérdidas del convertido.
_ kv, coeficiente de otras pérdidas (rendimiento global de toda la red de consumo,
pérdidas por efecto Joule, etc..)
_ N es el número máximos de días de autodescarga.
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La energía necesaria diaria teniendo en cuenta las diferente pérdidas queda
determinada por la siguiente ecuación:
R
E E t =
Donde;
E, es la energía necesaria diaria en (kWh)
Et, es la consumo medio diario en kWh.
R, es el factor global de rendimiento de la instalación.
La energía (Ep) originada en los paneles se determina teniendo en cuenta que es la
energía que llega al acumulador más las pérdidas que se producen, es decir;
9.0
E E p =
Donde:
_ Ep, es la energía originada en los paneles en kWh.
_ E es la energía necesaria teniendo en cuenta las pérdidas en kWh.
Las horas de sol pico se determina de acuerdo a la siguiente ecuación:
kH PS H 2778,0.. =
Donde:
H.S.P, horas de sol pico.
k, Factor de corrección K para superficies inclinadas. Representa el cociente entre
energía incidente en un día sobre una superficie orientada hacia el ecuador e inclinada
un determinado ángulo y otra horizontal.
H, es la energía en Mj que incide sobre un m2 de superficie horizontal en un día medio
de cada mes.
El número de paneles será se determina a partir de la siguiente ecuación:
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)..(º
PS H P
E paneles N p=
Donde:
_Nº paneles, son el número de paneles.
_ Ep, es la energía necesaria teniendo en cuenta las pérdidas en kWh.
_ P, es la potencia del panel solar, en funcionamiento teniendo en cuenta las posibles
pérdidas.
_ H.S.P., número de horas picos.
De acuerdo a los datos de la ubicación y característica de la instalación estudiada
tenemos que la energía originada en los paneles estudiados es de 0,27 kWh. Las horas
pico del mes más desfavorable son 2,78, correspondientes al mes de enero, el número
de paneles necesario para cubrir las necesidades es de cinco.
6.1.- PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN
No se producirán pérdidas por orientación e inclinación de los paneles solares.
6.2.- PÉRDIDAS POR SOMBRAS
No se han considerado pérdidas por sombra sobre la superficie de captación, dado que
no existe elemento que puedan provocar estas pérdidas.
7.- COMPONENTES DE LA INSTALACIÓN
7.1.- CAPTADORES SOLARES FOTOVOLTAICOS
Para la elección de este tipo de módulo fotovoltaico, se ha tenido en cuenta que los
equipos electrónicos alimentar son de pequeña potencia, y están ubicados en zona
alejada de núcleos urbanos, por ello se instalarán paneles solares fotovoltaicos de la
marca Atersa, modelo A-20J, con una potencia de 20 W, corriente de máxima potencia
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1,21 A, 16,8 V tensión de máxima potencia, corriente de cortocircuito 1,32 A, tensión de
circuito abierto de 21,7 V y 600 V de tensión máxima del sistema.
En el anejo I de esta memoria se adjunto las especificaciones técnicas de los módulos
fotovoltaicos a instalar.
7.1.1.- UNIÓN DE LOS CAPTADORES SOLARES FOTOVOLTAICOS
Los equipos que se alimentarán con la instalación solar fotovoltaica proyectada
demanda la energía eléctrica en corriente continua a una tensión de 12 V, por ello, los
cinco paneles a instalar serán conectados en paralelo, de manera que la tensión será
de 12 V y la intensidad total de 6,60 A.
7.1.2.- SOPORTES
Para sujetar a los módulos fotovoltaicos se utilizará estructura de la marca Atersamodelo Tipo H, para 1 módulos A- 20J. La estructura es de acero galvanizado en
caliente y. la tortillería a utilizar será galvanizado o de acero inoxidable cumpliendo la
norma MV-106.
El recubrimiento galvanizado cuenta con la característica de estar unido
metalúrgicamente al acero base, por lo que posee una excelente adherencia, con un
recubrimiento aproximado de 80 micras. Las estructuras han sido son calculadas según
C.T.E, acciones de zona eólica tipo C (104,4 km/h, carga de nieve zona III (700 m).
7.2.- ACUMULADOR
La capacidad útil de la batería, Cu = 3,6 kWh o 300 Ah, se determina de acuerdo a la
siguiente ecuación:
N E C u ⋅=
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Donde:
_Cu, es la capacidad útil de la batería en kWh.
_ E, es la energía necesaria diaria en kWh.
_ N es el número máximos de días de autodescargas
La capacidad nominal máxima, C = 461,54Ah, se determina de acuerdo a la siguiente
ecuación;
d
u
P
C C =
Donde:
_ C, es la capacidad nominal en Ah.
_ Cu, es la capacidad útil en Ah.
_ Pd, es la profundidad de descarga máxima admisible para un acumulador.
La batería a utilizar será de aleación de plomo-calcio y antimonio, de la marca Atersa,modelo Delta 190, dado que se trata de una instalación fotovoltaica pequeña en la cual
se busca un equilibrio entre la relación calidad precio, se utilizarán tres baterías de 190
Ah, marca Atersa, modelo DELTA 190, con una capacidad total de 570 Ah.
7.3.-REGULADOR
Para determinar las características del regulador debemos tener en cuenta que la
corriente en operación que debe soporta será como máxima la intensidad de
cortocircuito de los módulos multiplicada por el número de módulos en paralelo que en
el caso estudiado es de 6,60 A, de acuerdo con la siguiente ecuación:
cc ppmg I N I ⋅=
Donde:
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_ Img, es la intensidad máxima que soporta en régimen nominal por el regulador, en
amperio.
_ Npp, es el número de módulos en paralelo.
_ Icc, es la intensidad de cortocircuito del modulo fotovoltaico, en amperio.
El regulador a elegir debe tener una tensión nominal de 12 V y una intensidad máxima
de 6,60 A, se instalará un regulador marca Atersa, modelo MINO V2 12/24V, con un
rango de intensidad de carga de 0 a 12 A, cuyas característica técnicas y
especificaciones se adjunta en el anexo II de esta memoria.
7.4.- CONDUCTORES
Todos los cables utilizados en la instalación serán de cobre, bipolares con aislamiento
de PVC, bajo tubo enterrado, cuyas secciones y características por tramo se detallan en
la siguiente tabla:
Cables bipolares de cobre, aislamiento PVC
TramoLongitud
Sección
Conductor
Diámetro
exterior Tubo
protector
Instalación
Panel – regulador 5 m 16 mm2 63 mm Enterrado
Regulador –
Acumulador
2,5 m 10 mm2 63 mm Enterrado
Acumulador – línea de
teléfono y radio4 m 6 mm2 50 mm Enterrado
Acumulador – Medidor
de caudal10 m 6 mm2 50 mm Enterrado
Tabla 7.4.- /1 Características de los Conductores de la instalación
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En el anejo II de la memoria se detallan los cálculos realizados para el
dimensionamiento de la sección de los cables conductores en los diferentes tramo de la
instalación.
7.5.- PROTECCIONES
El cuadro de mando y protección de la instalación estará constituido por:
_ Interruptor general automático: I.G.A. 2/16A.
_ Interruptor diferencial: I.D. 2P/16A 300mA.
_ Pequeño interruptor automático para la línea del medidor de caudal: P.I.A. 2P/10A.
_ Pequeño interruptor automático para la línea del teléfono y de la radio: P.I.A. 2P/6A.
Además se instalará toma a tierra a fin el limitar la tensión que se pueda presentar en
un momento dado las masas metálicas (paneles solares, regulador, medidos de caudal,
teléfono y radio), asegura la actuación de las protecciones y elimina o disminuir elriesgo que supone una avería en los materiales eléctricos utilizados.
8.- PLAN DE MANTENIMIENTO
El plan de mantenimiento se puede dividir en dos tipos:
_ Mantenimiento preventivo, que es el que se realiza para evitar fallo en la instalación
antes de que estos puedan producirse, es decir, sustitución de elementos de la
instalación que han finalizado su vida útil, garantiza así el funcionamiento al 100 % de la
instalación.
_ Mantenimiento correctivo, es el que se realiza cuando ya se ha producido la avería en
la instalación y su objetivo es solucionar dicho fallo lo antes posible, pues generalmente
implica que la instalación este parada.
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El Plan de Mantenimiento Preventivo, que debe fijar las líneas de actuación a realizar,
es decir, el número de inspecciones periódicas, comprobaciones que deben realizarse,
etc. En la tabla siguiente se resumen las acciones a realizar en el Plan de
Mantenimiento Preventivo.
Elemento Operación a realizar Periodicidad
_ Revisión del estado de los cables.
_ Inspección de conexiones y terminales y
pletinas.Cableado yconexiones
_ Comprobación de caídas de tensión en el
cableado de continua.
12 meses
_Situación respecto al proyecto original.Estado de los
módulos _ Limpieza y presencia de daños que afecten
a la seguridad y protección.
12 meses
_ Revisión de daños en la estructura.
_ Deterioro por agentes ambientales
Estructura y
soporte _ Oxidación
12 meses
Acumuladores
o baterías _ Limpieza y engrasado de terminarles 12 meses
_ Medida de caída de tensión entre
terminales.Regulador de
carga _ Inspección visual de funcionamiento de
indicadores
12 meses
_ Estado de los indicadores y alarmasInversores
_ Verificación de la toma a tierra.12 meses
_ Comprobación de la actuación de
interruptores de seguridad.
_ Verificación de fusibles.
Elementos de
seguridad y
protección _ Calibración y limpieza de los medidores.
12 meses
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Elemento Operación a realizar Periodicidad
_ Comprobación del funcionamiento y
calibración del sistema de adquisición de
datos.Instalaciones
monitorizadas _ Verificación del sistema de almacenamiento
de los datos.
6 meses
Tabla 8.- / 1 Plan de mantenimiento preventivo de las instalaciones solares
fotovoltaicas autónomas.
Las operaciones de mantenimiento deben incluir:
_ Realización de un informe técnico de cada una de las visitas en el que se
refleje el estado de las instalaciones y las incidencias acaecidas.
_ Registro de las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro de
mantenimiento, en el que constará la identificación del personal de mantenimiento;
Nombre, titulación y autorización de la empresa y la fecha). _ La empresa responsable del plan de mantenimiento deberá realizar programas
específicos para cada uno de los elementos de la instalación, en el que se recogerán
con detalles los pasos a seguir en las visitas y la periodicidad de las comprobaciones.
8.1.- MANTENIMIENTO A REALIZAR POR EL USUARIO
Este tipo de mantenimiento es preventivo y programado y abarca todas las
comprobaciones y verificaciones que se pueden realizar sin necesidad de recurrir a un
técnico cuyos objetivos son:
_ Mantener la instalación en buen estado de conservación y funcionamiento.
_ Detectar a tiempo posibles anomalías o defectos que influyan negativamente en el
rendimiento general de la instalación fotovoltaica y en su servicio.
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• Mantenimiento del panel fotovoltaico:
_ Comprobación que no exista sombras que se proyecten sobre los paneles solares.
(Poda de la vegetación colindante, etc...)
_ Inspección visual del estado de los paneles fotovoltaicos, presencia de suciedad u
otras anomalías que deberán ser comunicadas a la empresa responsable del
mantenimiento.
• Mantenimiento de los acumuladores o baterías: Este elemento de la instalación
representa el mayor peligro para cualquier persona que lo manipula, dadas sus
características químicas y eléctricas, por ello es importante que los usuarios de la
instalación no manipulen dicho elementos. Las labores del mantenimiento a realizar por
los usuarios son:
_ Comprobación visual del estado de las baterías, que no existen elemento sobre los
acumuladores que puedan provocar cortocircuitos, que no existen fugas o
sulfataciones en los bornes.
• Mantenimiento del regulador para el acumulador
_ Comprobación visual del correcto funcionamiento a través de los indicadores
luminosos de la pantalla del regulador.
_ Comprobación del estado de sujeción del regulador a fin de detectar posibles
anomalías.
_ Comprobación visual del estado de las diferentes conexiones y cables.
• Mantenimiento de los elementos de protección de la instalación
_ Comprobación del correcto funcionamiento (accionándolos) de los elementos de
protección: Interruptor magnetotérmico, interruptor diferencial.
_ Comprobación visual del estado del cableado
8.2.- MANTENIMIENTO A REALIZAR POR PERSONAL ESPECIALIZADO
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Además de las inspecciones y comprobaciones a realizar por el usuario, dentro del plan
de mantenimiento existen diferentes inspecciones y comprobaciones que deben ser
realizaras por personal cualificado.
El mantenimiento que realiza el personal especializado comprende tanto el
mantenimiento preventivo como correctivo, es decir:
_ Mantenimiento preventivo: Visitas periódicas a la instalación, en los plazos acordados
con el usuario, mínimo con carácter anual aunque es aconsejable con carácter
semestral.
_ Mantenimiento correctivo: siempre que sea requerido por el usuario, solución de las
posibles averías y anomalías de la instalación.
Las tareas del mantenimiento preventivo a realizar por el personal especializado son:
• Mantenimiento del generador fotovoltaico
_Al menos una vez al año el técnico deberá comprobar la tensión e intensidad que
proporcional el generador.
_ Comprobar la estanqueidad de las cajas de conexión de los paneles, solucionando
cualquier anomalía que se detecte.
_ Comprobar que la estructura del soporte no presente deterioros u oxidación.
Reajustar o apretar los tornillos de sujeción y anclaje.
_ Comprobar el estado de los diodos de protección de los paneles.
• Mantenimiento del acumulador:
_ Estado de limpieza del acumulador, retirando los restos de suciedad que se presente
especialmente en los bornes para proceder posteriormente al engrasado de los
mismos.
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_ Conexión de todos los elementos comprobando el perfecto funcionamiento de cada
terminal.
_ Comprobar a la salida del acumulador la tensión que proporciona.
_ Comprobar en los bornes de cada uno de los acumuladores la tensión.
• Mantenimiento del regulador:
_ Comprobar el corrector funcionamiento del regulador.
_ Limpieza del aparato u armario, sobre todo de las rejillas de ventilación.
_ Comprobar el correcto funcionamiento de las tomas a tierras.
_ Comprobar el estado de las protecciones sustituyendo aquellas que presente
anomalías.
9.- CONSIDERACIONES AMBIENTALES
Esta claro que la utilización de este tipo de energía tiene ventajas medioambientales
considerables: _ Reducción del consumo de recursos perecederos (petróleo, gas, carbón, etc...).
_ Disminución de la contaminación debido a la explotación de recursos naturales.
_ Reduce los inconvenientes de tener que realizar una línea de distribución en zonas
rurales, inaccesibles o apartadas.
Aunque también debemos de considerar que los paneles solares fotovoltaicos requieren
de recursos naturales así como de energía para su fabricación, aunque esta es inferior
a la que producen en su primer año. Por otra parte la vida útil de un módulo fotovoltaico
puede ser de 25 años, aunque esto en el caso de acumuladores, cuya vida útil se
acorta a 12 ó 15 años, además estos elementos de la instalación fotovoltaica contienen
componente altamente contaminantes, por lo que es esencial la correcta gestión de los
residuos contaminantes y peligrosos que se generan.
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Por todo esto, podemos concluir diciendo, que la energía solar fotovoltaica no supone
impactos negativos sobre el medio ambiente, siempre y cuando:
_ Se ubiquen en zonas urbanas o rústicas que carezcan de valor medioambiental
considerable, por ejemplo zonas de nichos ecológicos o Hábitats protegidos por la
existencia de especies vegetales o animales relevantes o peligro de extinción. Dentro
de estas zonas de protección priorizar este tipo de energía sobre otras como líneas de
distribución eléctrica que suponen un impacto mayor y desbastador.
_ Realización de los trabajos de mantenimiento a fin de alarga la vida útil de la
instalación.
_ Gestión adecuado de todos los residuos que se generen, tanto peligrosos como no
peligrosos.
La energía solar fotovoltaica es una energía limpia, no contaminante, acorde con el
entorno, inagotable que favorece la independencia energética.
10.- CONSIDERACIONES ECONÓMICAS
Existe la idea generaliza de que la energía fotovoltaica es cara, si bien, habría que
concretar si se trata de una instalación conectada a la red o aislada, ya que en las
instalaciones aisladas es necesario la existencia de acumuladores que almacenen la
energía generada lo que incrementa los costes de dichas instalaciones. Esto no es tan
sencillo, pues en este tipo de instalaciones aisladas para declinar la balanza hacia el
lado viable o no hay que considerar otros aspectos tan relevante y significativo como la
necesidad de acumular la energía producida:
_ La distancia de la instalación solar fotovoltaica aislada a la red general de distribución
de energía eléctrica.
_ La potencia anual producida por la instalación solar fotovoltaica aislada.
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 22
En cuanto al primer punto en aquellas zonas donde existe una distancia considerable
(mayor a 1,5 km) al tendido eléctrico general, queda claro que es una opción viable
desde el punto de vista económico. Por otra parte, en aquellas zonas remotas,
inaccesibles o aisladas esta justificado la utilización de este tipo de instalación para la
producción de energía eléctricas.
Cuando la potencia es superior a 5 KW, los costes de una instalación solar fotovoltaica
aislada y un punto de conexión de la red.
Los costes del tendido eléctrico comienza a equipararse cuando la potencia a instalar
es superior a 5 kW, haciendo necesario la consideración del sistema a instalar.
En la tabla siguiente se indica el consumo máximo relacionado con la distancia a la
rede general para que una instalación solar fotovoltaica sea rentable:
Distancia a la red en kilómetros Consumo anual máximo en kWh0,1 400
0,3 750
1 1.600
2 2.500
5 5.200
10 10.000
Tabla 9.- / 1 Consumo máximo anuales según la distancia a la red para que la
instalación fotovoltaica sea rentable.1
Si se tiene en cuenta de forma comparativa el coste global de la energía convencional,
imputándole los gastos derivados de su obtención, sin tener en cuenta las ayudas
oficiales y contemplando los costes medioambientales que genera, la energía
fotovoltaica es mucha más rentable, por tanto, la instalación proyectada tiene una
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 23
pequeña potencia y en el caso más desfavorable con una distancia a la red sea de 0,1
km sería rentable.
11.- ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA
Si comparamos la inversión a realizar en el caso de instalación solar fotovoltaica aislada
con la inversión de necesaria para conectar a la red convencional de energía eléctrica,
tal y como se detalla en el anejo III de esta memoria, se pone de manifiesto la viabilidad
económica de la instalación proyectada.
12.-PROGRAMA DE EJECUCIÓN Y PUESTA EN MARCHA
La instalación proyectada se puede dividir en dos principales correspondientes a:
_ Instalación solar fotovoltaica.
_ Pruebas de comprobación y recepción.
Estas tareas se subdividen en otras actividades.
Se ha tenido en cuenta una jornada de ocho horas, con un calendario laboral de lunes a
viernes ambos inclusive, la mano de obra estará compuesta por dos ayudantes y un
oficial, se ha supuesto una fecha de inicio que deberá adoptarse en el caso de
modificación.
En el anejo IV, de la presente memoria se adjunta el Diagrama de Gantt para las tareas
que comprende la instalación proyectada. La duración total es de casi siete días.
13.- PRESUPUESTO
1
Unidad didáctica nº 3, Manual de Energía solar fotovoltaica de SEAS.
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 24
Código Naturaleza Ud Resumen Capítulo P.E.M
C1 Capítulo ud Instalación solar fotovoltaica C1 4.560,29
C1.P1 Partida ud Módulos solares Fotovoltaicos C1 1.025,75
C1.P2 Partida udSoportes módulos solares
fotovoltaicos C1 709,50
C1.P3 Partida ud Acumulador C1 1.513,18
C1.P4 Partida ud Regulador C1 111,10
C1.P5 Partida ml Conductor tramo Panel - Regulador C1 221,25
C1.P6 Partida mlConductor tramo Regulador -
Acumulador C1 429,61
C1.P7 Partida mlConductor tramo Acumulador -
Teléfono y radio C1 336,86
C1.P8 Partida mlConductor tramo Acumulador -
Medidor de caudal C1 842,16
C1.P9 Partida ud Puesta a tierra C1 66,53C1.P10 Partida ud Cuadro de mando y protección C1 330,09
C2 Capítulo ud Pruebas y recepción C2 200,00
C2.P1 Partida udPruebas para la recepción de la
instalación C2 200,00
Presupuesto de ejecución material: 4.760,29
Gasto general más beneficio industrial 904,45
Suma (ejecución material, G.G. y B.I) 5.664,74Suma (Ejecución material, G.G y B.I) 5.664,74
IVA (18 %) 1.019,65
Total presupuesto por general de ejecución por contrata 6.684,39
El presupuesto de ejecución por contrata para instalación solar fotovoltaica aislada para
la alimentación de un medidor de caudal (sonda, teléfono y radio) asciende a la
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 25
cantidad de seis mil seiscientos ochenta y cuatro euros con treinta y nueve céntimos de
euro.
Hervás, Octubre de 2.011
Fdo. Patricia Valle Corriols
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 26
ANEJO I: DIMENSIONAMIENTO GLOBAL DE LA INSTALACIÓN
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 27
ÍNDICE
- página-
1.1.- NECESIDADES DE ENERGÍA DIARIA................................................ 28
1.2.- CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LOS PANELES.............................. 29
1.2.1.-CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN,
INCLINACIÓN Y SOMBRAS............................................................33
1.2.2.- ELECCIÓN DEL TIPO DE PANEL A INSTALAR............................. 34
1.2.3.- UNIÓN DE PANELES SOLARES.................................................... 341.2.4.- SOPORTES 35
1.3.- DIMENSIONAMIENTO DEL ACUMULADOR...................................... 35
1.3.1.- ELECCIÓN DEL ACUMULADOR A INSTALAR............................... 37
1.4.- RESUMEN............................................................................................ 38
1.5.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS....................................................... 38
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 28
1.1.- NECESIDAD DE ENERGÍA DIARIA
Para la alimentación del medidor de caudal y nivel de agua de ríos, incluyendo la sonda
de nivel, fax para enviar los datos recogidos y transmisión por radios será necesario
determinar el consumo o demanda de energía diaria.
Datos:
_ El medidor de caudal y nivel de agua de ríos tiene una potencia de 100W.
_ El tiempo de trabajo del medidor (sonda) es de 15 minutos cada 6 horas, en total, 90
minutos o 1,5 horas.
_ El teléfono / fax tiene una potencia de 15 W.
_ El tiempo de trabajo del teléfono / fax es de 5 minutos cada 4 horas, en total 30
minutos ó 0,5 horas.
_ La potencia de la radio es de 35 W.
_ El tiempo de trabajo de la radio es de 15 minutos cada 8 horas, en total 45 minutos o
0,75 horas.
Consumo de energía diaria
Aparato Potencia Tiempo de trabajo Consumo diario
Medidor de caudal y nivel
de agua 100 W 1,50 horas 0.1500 kWh/día
Teléfono / fáx 15 W 0,50 horas 0.0075 kWh/día
Radio 35 W 0,75 horas 0.0263 kWh/día
Potencia Total diaria (P): 165 W Consumo Medio diario /Et) 0.1838 kW/día
Tabla 1.1.- /1 Consumo diario de energía.
La potencia total de uso es de 140 W y el consumo medio diario de (Et) 0.1838 kW/día.
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 29
1.2.- CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LOS PANELES
El factor global de rendimiento de la instalación se determina:
vcb
d
avcb k k k P
N k k k k R −−−⎥
⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅−−−−= )1(1
Donde;
_ kb, coeficiente de pérdidas por rendimiento en el acumulador, este valor está
comprendido entre 0,05 si no se precisan descargas intensas y 0,1 para casos más
desfavorables.
_ ka, coeficiente de autodescarga, que dependerá del tipo de batería.
_ kc, coeficiente de pérdidas del convertido.
_ kv, coeficiente de otras pérdidas (rendimiento global de toda la red de consumo,
pérdidas por efecto Joule, etc..)
_ N es el número máximos de días de autodescarga.
Provincia Máximo Normal Mínimo
Cáceres 19 15 11
Tabla1. 2.-/1 Número máximo de días de autodescarga (N)
_ Pd es la profundidad de descarga máxima admisible para cada tipo de acumulador.
Datos:
_ Coeficiente de pérdidas por rendimiento en el acumulador, kb, es 0,05.
_ Coeficiente de autodescarga, ka para baterías de plomo – calcio es de 2x10-3
_ Coeficiente de pérdidas del convertido, kc, tomará un valor de kc = 0
_ Coeficiente de otras pérdidas, kv, tomará un valor de kv = 0,15
_ El número máximo de días de autodescarga, N, es 15
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 30
_ La profundidad de descarga máxima admisible para un acumulador de Pb-Ca será Pd
= 0,65.
( ) 76,015,0005,065,0
15002,015,0005,011
)1(1
=→−−−⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅⋅−−−−=
−−−⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅−−−−=
R R
k k k P
N k k k k R vcb
d
avcb
La energía necesaria diaria teniendo en cuenta las diferente pérdidas queda
determinada por la siguiente ecuación:
R
E E t =
Donde;
E, es la energía necesaria diaria en (kWh)
Et, es la consumo medio diario en kWh.
R, es el factor global de rendimiento de la instalación.
Datos:
_ El consumo medio diario (Et) es de 0,18 kWh.
_ El rendimiento de la instalación R es de 0,76
kWh E kWh
E R
E E t 24,0
76,0
18,0
=→=→=
La energía (Ep) originada en los paneles se determina teniendo en cuenta que es la
energía que llega al acumulador más las pérdidas que se producen, es decir;
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 31
9.0
E E p =
Donde:
_ Ep, es la energía originada en los paneles en kWh.
_ E es la energía necesaria teniendo en cuenta las pérdidas en kWh.
Datos:
_ La energía necesaria teniendo en cuenta las pérdidas (E) es de 0,24 kWh.
kWh E kWh
E E
E pP p 27,0
9,0
24,0
9.0
=→=→=
Las horas de sol pico se determina:
kH PS H 2778,0.. =
Donde:
H.S.P, horas de sol pico.
k, Factor de corrección K para superficies inclinadas. Representa el cociente entreenergía incidente en un día sobre una superficie orientada hacia el ecuador e inclinada
un determinado ángulo y otra horizontal.
H, es la energía en Mj que incide sobre un m2 de superficie horizontal en un día medio
de cada mes.
Datos:
- Uso de la instalación anual.
- Ubicación: Hervás (Cáceres
- Inclinación de la instalación, uso todo el año; 15º más la latitud.
Provincia Localidad Altitud (m) Latitud (º)
Cáceres Cáceres 200 40,7º
Tabla 1.3.-/1 Altitud, latitud y temperatura mínima
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 32
- Latitud; 40,7º≈41º
- Instalación de carácter anual, inclinación de 15º más la latitud: 56º
La energía solar aprovechable E es la incidencia en un día medio de cada mes por
cada m2 de superficie inclinada de colectores, en función de la irradiación horizontal
media H por mes y ubicación considerada.
Si tenemos en cuenta que la instalación se ubica en una zona de montaña donde el aire
es de calidad, la corrección del factor f = 1,05 y H para el mes más desfavorables será:
` H f H ⋅=
El factor de corrección (k) se obtiene, en función de la latitud e inclinación, latitud 41º e
inclinación 56º.
Meses H (Mj/m2)
Hcorregido
(Mj/m2)
f H H ⋅=̀
KH.S.P.
kH PS H 2778,0.. =
Enero 6,80 7,14 1,40 2,78
Febrero 10,00 10,50 1,27 3,70
Marzo 14,70 15,44 1,10 4,72
Abril 19,60 20,58 0,94 5,37
Mayo 22,10 23,21 0,82 5,29
Junio 25,10 26,36 0,78 5,71
Julio 28,10 29,51 0,82 6,72 Agosto 25,40 26,67 0,95 7,04
Septiembre 19,70 20,69 1,15 6,61
Octubre 12,70 13,34 1,38 5,11
Noviembre 8,90 9,35 1,54 4,00
Diciembre 6,60 6,93 1,52 2,93
Tabla 1.3.-/2.- Horas de sol pico.
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 33
El mes más desfavorable corresponde a enero con un número de horas pico de 2,78.
El número de paneles será se determina a partir de la siguiente ecuación:
)..(º
PS H P
E paneles N
p=
Donde:
_Nº paneles, son el número de paneles.
_ Ep, es la energía necesaria teniendo en cuenta las pérdidas en kWh.
_ P, es la potencia del panel solar, en funcionamiento teniendo en cuenta las posibles
pérdidas.
_ H.S.P., número de horas picos.
Datos:
_ La energía necesaria teniendo en cuenta las pérdidas es de 0,27 kWh, ó 269 Wh.
_ La potencia de los paneles a utilizar es de 20 W (Modulo fotovoltaico compacto de
pequeña potencia de células monocristalinas A-20J.) En el apartado 1.5.- de este anejose incluyen las especificaciones técnicas de los módulos a utilizar en la instalación.
_ El número de horas de sol pico es de 2,78.
paneles paneles N hW
Wh paneles N
PS H P
E paneles N
p583,4º
78,220
269º
)..(º ≈=→
⋅=→=
1.2.1.- CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN, INCLINACIÓN Y
SOMBRAS
En la instalación proyectada no se producirán perdidas por orientación y/o inclinación.
Por otra parte la zona donde se ubica la instalación carece de elementos que puedan
provocar sombras sobre los colectores solares.
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 34
1.2.2.- ELECCIÓN DEL TIPO DE PANEL A INSTALAR
Para la elección de este tipo de módulo fotovoltaico, se ha tenido en cuenta que los
equipos electrónicos alimentar son de pequeña potencia, y están ubicados en zona
alejada de núcleos urbanos, por ello se instalarán paneles solares fotovoltaicos de la
marca Atersa, modelo A-20J, cuyas características técnicas se resumen en la siguiente
tabla y cuyas especificaciones técnicas están incluidas en el apartado 1.5.- de esta
anejo.
Características eléctricas:
Potencia en W (en prueba ± 10%) PM 20 W
Corriente Punto de máxima potencia imp 1,21 A
Tensión Punto de Máxima potencia. Vimp 16,8 V
Corriente en cortocircuito isc 1,32 A
Tensión de circuito abierto Voc 21,7 V
Máxima tensión del sistema Vmax 600 VTabla 1.3.1/1.- Características eléctricas módulos fotovoltaicos.
1.2.3.- UNIÓN DE PANELES SOLARES
Para obtener la tensión necesarias para la instalación, 12 V, la conexión de los cinco
paneles se realizará en paralelo, de manera que la tensión del circuito sea 12 V y la
intensidad corresponderá a la suma de la intensidad de todos los paneles solares
fotovoltaicos.
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 35
Figura 1.3.1.-/1 Conexión en paralelo de 5 paneles de 12 V.
1.2.4.- SOPORTES
Para sujetar a los módulos fotovoltaicos se utilizará estructura de la marca Atersa
modelo Tipo H, para 1 módulos A- 20J. La estructura es de acero galvanizado en
caliente (norma UNE 37-501 y UNE 37-508) que cumple con los espesores mínimos
exigidos según la norma UNE EN ISO 1461. la tortillería a utilizar será galvanizado o de
acero inoxidable cumpliendo la norma MV-106.
El recubrimiento galvanizado cuenta con la característica de estar unidometalúrgicamente al acero base, por lo que posee una excelente adherencia, con un
recubrimiento aproximado de 80 micras. Las estructuras han sido son calculadas según
C.T.E, acciones de zona eólica tipo C (104,4 km/h, carga de nieve zona III (700 m).
1.3.- DIMENSIONAMIENTO DEL ACUMULADOR
La capacidad útil de la batería se determina de acuerdo a la siguiente ecuación:
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 36
N E C u
⋅=
Donde:
_Cu, es la capacidad útil de la batería en kWh.
_ E, es la energía necesaria diaria en kWh.
_ N es el número máximos de días de autodescargas
Datos:
_ La energía necesaria diaria E es de 0,24 kWh.
_ N es el número máximos de días de autodescarga, si la instalación está ubicada en
Cáceres será, N = 15 días
kWhC díaskWhC N E C uuu 60,31524,0 =→⋅=→⋅=
La tensión es de 12 V, por lo que la capacidad útil, expresada en (Ah) es:
Datos:
_ La capacidad útil (Cu) es de 3,60 kWh ó 3.600 Wh . _ Tensión (V), 12 V.
AhC V
WhC uu 300
12
600.3=→=
La capacidad nominal máxima se determina de acuerdo a la siguiente ecuación;
d
u
P
C C =
Donde:
_ C, es la capacidad nominal en Ah.
_ Cu, es la capacidad útil en Ah.
_ Pd, es la profundidad de descarga máxima admisible para un acumulador.
Datos:
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 37
_ La capacidad útil Cu, 300 Ah.
_ Pd, es la profundidad de descarga máxima admisible para un acumulador de Pb-Ca
será Pd = 0,65.
AhC Ah
C P
C C
d
u 54,46165,0
300=→=→=
1.3.1.- ELECCIÓN DEL ACUMULADOR A INSTALAR
La capacidad nominal máxima que debe tener el acumulador será 461,54 Ah.
La batería a utilizar será de aleación de plomo-calcio y antimonio, de la marca Atersa,
modelo Delta – 80 ó Delta 190, dado que se trata de una instalación fotovoltaica
pequeña en la cual se busca un equilibrio entre la relación calidad precio.
Para determina el número y elección de las baterías a utilizar se detallan en la siguiente
tabla las características de estas baterías:
Dimensiones (mm)Peso
(Kg)TipoCapacidad
Ah en C100Tensión
Ancho Largo Alto
DELTA 80 80 12 V 175 242 186 16
DELTA 190 190 12 V 170 340 270 30
Tabla 1.2.1.-/1 Características acumulador Pb-Ca.
El número y elección de las baterías a instalar se determina en la siguiente tabla:
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 38
Denominación bateríaCapacidad Ah en
C100
Nº de
baterías
DELTA 80 80 5,77 ≈ 6
DELTA 190 190 2,43 ≈ 3
Tabla 1.2.1.-/2 Elección tipo acumulador y números de acumulador necesario.
Se opta por la elección de tres baterías de 190 Ah, marca Atersa, modelo DELTA 190.
1.4.- RESUMEN
Las necesidades de energía para el funcionamiento del medidor de caudal y nivel de
agua de los ríos, teléfono / fax y radio son 0,1788 kW / día, con una potencia total de
uso de 140W.
Para cubrir las necesidades demandad se utilizará un acumulador de Ni-Cd, siendo
necesaria una capacidad útil de 3,76 kWh y la nominal máxima de 391,79Ah.
El número de paneles necesarios para cubrir la energía demandada teniendo en cuenta
las pérdidas (Ep = 0,26 kWh) y el número de horas picos (H.S.P: 2,76 h) es de cinco,
con una potencia por panel de 20 W. Los paneles a instalar serán de la marca Atersa,
modelo A-20J con células monocristalinas.
1.5.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
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PANEL SOLAR FOTOVOLTAICO
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SOPORTES DE LOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS
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ACUMULADOR
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ANEJO II: CÁLCULO DE LOS ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN
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ÍNDICE
- página-
2.1.- DIMENSIONAMIENTO DEL REGULADOR......................................... 48
2.1.1.- ELECCIÓN DEL REGULADOR A INSTALAR............................... 49
2.1.2.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL REGULADOR................. 50
2.2.-DIMENSIONAMIENTO DE LOS CONDUCTORES DE LA
INSTALACIÓN......................................................................................55
2.2.1.- TRAMO REGULADOR – ACUMULADOR..................................... 56
2.2.2.- TRAMO REGULADOR –ACUMULADOR..................................... 57
2.2.3.- TRAMO ACUMULADOR- TELÉFONO Y RADIO........................... 59
2.2.4.- TRAMO ACUMULADOR – MEDIDOR DE CAUDAL...................... 61
2.2.5.-RESUMEN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS
CONDUCTORES DE LA INSTALACIÓN.......................................62
2.3.- PROTECCIONES DE LA INSTALACIÓN............................................ 632.3.1.- PROTECCIONES FRENTE A SOBREINTENSIDADES............... 63
2.3.2.- PROTECCIONES FRENTE A SOBRETENSIONES..................... 64
2.3.3.-PROTECCIONES FRENTE A CONTACTOS DIRECTOS O
INDIRECTOS..................................................................................64
2.3.4.- PUESTA A TIERRA........................................................................ 65
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2.1.- DIMENSIONAMIENTO DEL REGULADOR
El regulador es el dispositivo encargado de proteger la batería frente a sobrecargas y
sobredescargas, además de otras funciones que pueden ser desarrollada por este
elemento de la instalación o por otros elementos, para determinar el sistema de
regulación y elección del mismo, debemos tener las siguientes recomendaciones:2
_ Protección de la batería contra sobrecargas.
_ Protección de la batería contra descargas excesivas mediante la desconexión
automática de la carga.
_ Reconexión automática o manual.
_ Sistema de alarma por baja carga de la batería.
_ Desconexión manual de alarma.
_ Es recomendable la incorporación de un contador de amperios-horas para el campo
de paneles.
_ Es recomendable la incorporación de un contador de amperios-horas para elconsumo por carga.
_ Debe producir desconexión a la carga cuando la tensión en bornes sea la
correspondiente al 70% de la profundidad máxima de descarga admisible y el aviso
acústico al 50 %.
_ Dimensionamiento de la instalación teniendo en cuenta un factor de seguridad de 10
% entre la potencia máxima producida y la del regulador.
_ Utilización del número mínimo de reguladores posibles.
Para determinar las características del regulador debemos tener en cuenta que la
corriente en operación que debe soporta será como máxima la intensidad de
cortocircuito de los módulos multiplicada por el número de módulos en paralelo:
cc ppmg I N I ⋅=
2(Recomendaciones recogidas en el manual SEAS. Energía Solar Fotovoltaica, Ud. 3, apartado 3.2.1)
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Donde:
_ Img, es la intensidad máxima que soporta en régimen nominal por el regulador, en
amperio.
_ Npp, es el número de módulos en paralelo.
_ Icc, es la intensidad de cortocircuito del modulo fotovoltaico, en amperio.
Datos:
_ El número de módulos en paralelo es cinco.
_ La intensidad de cortocircuito del modulo fotovoltaica a instalar es de 1,32 A. (En el
Anejo I, apartado 1.5.- se detallan las características de los paneles a instalar).
A I A I I N I mgmgcc ppmg 60,632,15 =→⋅=→⋅=
La intensidad máxima que debe soporta el regulador será 6,60 A.
2.1.1.- ELECCIÓN DEL REGULADOR A INSTALAR
La instalación estudiada se caracteriza por ser de pequeña potencia, por ello se opta
por la instalación de regulador de la marca Atersa, modelo MINO V2, del cual existen
dos versiones, cuyas características se indican a continuación:
Características eléctricas
Modelo MINO V2 12/24V 15 MINO V2 12/24V 30Tensión nominal 12 / 24 V 12 / 24 V
Consumo típico 6 mA 6 mA
Rango intensidad de carga 0 – 12 A 0 – 21 A
Rango de intensidad de
consumo0 – 16 A 0 – 28 A
Tabla 2.1.1.- / 1 Características eléctricas del regulador.
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El regulador a elegir debe tener una tensión nominal de 12 V y una intensidad máxima
de 6,60 A, de los modelos propuestos el que más se ajusta a las necesidades es MINO
V2 12/24V, con un rango de intensidad de carga de 0 a 12 A.
Imagen 2.1.1.- /1 Esquema conexión panel, regulador, acumulador.
2.1.2.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL REGULADOR
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2.2.- DIMENSIONAMIENTO DE LOS CONDUCTORES DE LA INSTALACIÓN
La instalación proyectada se caracteriza por subdividirse en varios tramos, el primero de
ello comprende la conexión entre los módulos fotovoltaicos y los acumuladores, el
siguiente tramo conectará los acumuladores con el medidor de caudal y por otra parte
el acumulador con el teléfono y con la radio.
La sección de los conductores a utilizarse determinará de forma que la caída de tensión
entre el origen de la energía y los diferentes tramo de la instalación sea la recogida en
la siguiente tabla:
Tramo Caída máxima tensión
Paneles solar – acumulador 1 %
Acumulador – Convertidor 1 %
Línea principal – iluminación 3 %
Línea principal - equipos 5 %
Tabla 2.2.- / 1 Caída de tensión admisible
La sección necesaria de los conductores en los diferentes tramos de la instalación se
obtiene de la siguiente ecuación:
V
i L
S Δ⋅⋅
=ρ
2
Donde:
_ S, es la sección del hilo conductor. (mm2)
_ ρ, es la resistividad del conductor.
_ L, la longitud o distancia del extremo a extremo del cable conductor (m).
_ i, es la intensidad de corriente (A)
_ ΔV, tensión entre A y B (V)
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2.2.1.- TRAMO MÓDULOS FOTOVOLTAICOS - ACUMULADORES
Este tramo se considera con línea de distribución, aplicando lo recogido en el
Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (R.D. 842 / 2002 de 2 de agosto de 2002),
ITC – BT – 007: los conductores de los cables utilizados en las líneas subterráneas
serán de cobre o aluminio, en nuestro caso serán cables de cobre bipolares, con
aislamiento de PVC, estarán aislados con mezclas apropiadas de compuesto
poliméricos, además de estar protegidos contra la corrosión que pueda provocar el
terreno donde se instalen, además de tener la resistencia mecánica suficiente para
soportar los esfuerzos a que puedan estar sometidos.
La tensión asignada no será inferior a 0,60 / 1 kV, deberán cumplir los requisitos
especificados en la parte correspondiente de la norma UNE – HD 603. La sección de
estos conductores será la adecuada a las intensidades y caídas de tensión previstas y,
en todo caso, esta sección no será inferior a 6 mm2 para conductores de cobre y de 16
mm2
para conductores de aluminio.
Datos:
_ ρ, es la resistividad del conductor que es cobre:m
mm2
018,0×Ω
_ La longitud de los conductores de los paneles al regulador es de 5 m.
_ i, la intensidad de corriente será la suma de potencia de cada panel solar dividida por
la tensión: es de 8,33 A.
_ ΔV, tensión entre A y B, la tensión es de 12 V, la caída de tensión máxima permitida
para este tramo es de 1 %, ΔV = 0,12 V
250,12
12,0
33,85018,022 mmSS
V
i LS =→
⋅⋅=→
Δ⋅⋅
=ρ
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El tramo de la instalación de conexión entre los módulos fotovoltaicos y los
acumuladores estará constituido por cables de cobre bipolares con aislamiento de PVC,
con una sección igual a 16 mm2.
La intensidad máxima previsible de la instalación se corresponderá con la corriente de
cortocircuito incrementada en un 25 %, es decir, 10,41 A.
La intensidad máxima admisible en los conductores de tipo enterrado bajo tubo queda
indicada en el apartado 3.1.2 y 3.1.3. de la ITC – BT – 007 del Reglamente
Electrotécnico para Baja Tensión. Para la sección adoptada (16 mm2) y cables de cobre
bipolares de aislamiento en PVC es de 110 A.
Los cables se instalarán en canalizaciones enterradas. Los tubos protectores
cumplirán lo establecido en la norma UNE – EN 50.086 2- 4 y sus características
mínimas serán, para las instalaciones ordinarias, las indicadas en la tabla 8 de la ITC –
BT- 021 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.
Los tubos deberán tener un diámetro que permita el fácil alojamiento y extracción de los
cables o conductores aislados, estos diámetros mínimos se establecen en la tabla 9 de
la ITC – BT – 021 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. El diámetro exterior
del tubo para el alojamiento de los conductores de cobre bipolar de 10 mm2 de sección
será de 63 mm.
La sección del neutro será la misma que la del conductor, tal y como indica la ITC – BT-
07 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.
2.2.2.- TRAMO REGULADOR –ACUMULADOR
Este tramo, al igual que el anterior se considera con línea de distribución, aplicando lo
recogido en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (R.D. 842 / 2002 de 2 de
agosto de 2002), ITC – BT – 007: los conductores de los cables utilizados en las líneas
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subterráneas serán de cobre o aluminio, en nuestro caso serán cables de cobre
bipolares, con aislamiento de PVC, estarán aislados con mezclas apropiadas de
compuesto poliméricos, además de estar protegidos contra la corrosión que pueda
provocar el terreno donde se instalen, además de tener la resistencia mecánica
suficiente para soportar los esfuerzos a que puedan estar sometidos.
La tensión asignada no será inferior a 0,60 / 1 kV, deberán cumplir los requisitos
especificados en la parte correspondiente de la norma UNE – HD 603. La sección de
estos conductores será la adecuada a las intensidades y caídas de tensión previstas y,
en todo caso, esta sección no será inferior a 6 mm2 para conductores de cobre y de 16
mm2 para conductores de aluminio.
Datos:
_ ρ, es la resistividad del conductor que es cobre:m
mm2
018,0×Ω
_ La distancia desde el regulador al acumulador es de 2,5 m.
_ i, la intensidad de corriente será la suma de potencia de cada panel solar dividida porla tensión: es de 8,33 A.
_ ΔV, tensión entre A y B, la tensión es de 12 V, la caída de tensión máxima permitida
para este tramo es de 1 %, ΔV = 0,12 V
225,6
12,0
33,85,2018,022 mmSS
V
i LS =→
⋅⋅=→
Δ⋅⋅
=ρ
El tramo de la instalación de conexión entre el regulador y los acumuladores estará
constituido por cables de cobre bipolares con aislamiento de PVC, con una sección
igual a 10 mm2.
La intensidad máxima previsible de la instalación se corresponderá con la corriente de
cortocircuito incrementada en un 25 %, es decir, 10,41 A.
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La intensidad máxima admisible en los conductores de tipo enterrado bajo tubo queda
indicada en el apartado 3.1.2 y 3.1.3. de la ITC – BT – 007 del Reglamente
Electrotécnico para Baja Tensión. Para la sección adoptada (10 mm2) y cables de cobre
bipolares de aislamiento en PVC es de 85 A.
Los cables se instalarán en canalizaciones enterradas. Los tubos protectores
cumplirán lo establecido en la norma UNE – EN 50.086 2- 4 y sus características
mínimas serán, para las instalaciones ordinarias, las indicadas en la tabla 8 de la ITC –
BT- 021 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.
Los tubos deberán tener un diámetro que permita el fácil alojamiento y extracción de los
cables o conductores aislados, estos diámetros mínimos se establecen en la tabla 9 de
la ITC – BT – 021 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. El diámetro exterior
del tubo para el alojamiento de los conductores de cobre bipolar de 10 mm2 de sección
será de 63 mm.
La sección del neutro será la misma que la del conductor, tal y como indica la ITC – BT-
07 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.
2.2.3.- TRAMO ACUMULADOR- LÍNEA DE TELÉFONO Y RADIO
Este tramo se considera con parte de la instalación interior o receptor, aplicando lo
recogido en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, ITC – BT – 019 y ITC – BT
–20.
Los conductores y cables que se emplearan en este tramo de la instalación serán
cables bipolares de cobre, asilados con PVC.
La sección de los conductores a utilizar se determinará de forma que la caída de
tensión entre el origen de la instalación y el punto de utilización del 5 %.
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Datos:
_ ρ, es la resistividad del conductor que es cobre:m
mm2
018,0×Ω
_ La distancia del acumulador a la línea de teléfono y radio es de 4 m.
_ i, la intensidad de corriente será la demandada por los equipos, es decir la suma de
potencia del teléfono y radio dividido por la tensión: 3,75 A.
_ ΔV, tensión entre A y B, la tensión es de 12 V, la caída de tensión máxima permitida
para este tramo es de 5 %, ΔV = 0,6 V
290,0
60,0
75,34018,022 mmSS
V
i LS =→⋅⋅=→
Δ⋅⋅=
ρ
El tramo de la instalación de entre los acumuladores y el punto de utilización para el
teléfono y la radio será de cobre, bipolar con una sección de 6 mm2.
La intensidad máxima admisible queda determinada en la tabla 1 de la ITC – BT –019,
para una sección de 6 mm2
, cables multiconductores en tubo en montaje superficial oempotrados en obra es de 32 A.
La sección del neutro será la misma que la del conductor, tal y como indica la ITC – BT-
019 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.
Los conductores serán cables bipolares de cobre (sección 6 mm2), aislado bajo tubo
enterrado, cuya tensión asignada no será inferior a 450 / 750 V (ITC –BT- 019
Reglamento Electrotécnico de baja Tensión) y los tubos se instalarán en canalizaciones
enterradas cumpliendo la norma UNE –EN 50.086 2 –4 y las características mínimas
indicadas en la tabla 8 de la ITC – BT – 024 del Reglamento Electrotécnico de Baja
Tensión. El diámetro del tubo será tal que permita alojar y extraer fácilmente a los
cables estando en función del número y sección de los conductores o cables a
conducir, para nuestro caso el diámetro mínimo será de 50 mm.
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2.2.4.- TRAMO ACUMULADOR – MEDIDOR DE CAUDAL
Este tramo se considera con parte de la instalación interior o receptor, aplicando lo
recogido en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, ITC – BT – 019 y ITC – BT
–20.
Los conductores y cables que se emplearan en este tramo de la instalación serán
cables bipolares de cobre, asilados con PVC.
La sección de los conductores a utilizar se determinará de forma que la caída de
tensión entre el origen de la instalación y el punto de utilización del 5 %.
Datos:
_ ρ, es la resistividad del conductor que es cobre:m
mm2
018,0×Ω
_ La distancia del acumulador al medidor es de 10 m. _ i, la intensidad de corriente será la demandada por el medidor del caudal, es decir, la
potencia dividida por la tensión: 8,33 A
_ ΔV, tensión entre A y B, la tensión es de 12 V, la caída de tensión máxima permitida
para este tramo es de 5 %, ΔV = 0,6 V
299,460,0
33,810018,022 mmSS
V
i LS =→
⋅⋅=→
Δ⋅⋅
=ρ
El tramo de la instalación de entre los acumuladores y el punto de utilización para el
medidor de caudal, será de cobre, bipolar con una sección de 6 mm2.
La intensidad máxima admisible queda determinada en la tabla 1 de la ITC – BT –019,
para una sección de 6 mm2, cables multiconductores en tubo en montaje superficial o
empotrados en obra es de 32 A.
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La sección del neutro será la misma que la del conductor, tal y como indica la ITC – BT-
019 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.
Los conductores serán cables bipolares de cobre (sección 6 mm2), aislado bajo tubo
enterrado, cuya tensión asignada no será inferior a 450 / 750 V (ITC –BT- 019
Reglamento Electrotécnico de baja Tensión) y los tubos se instalarán en canalizaciones
enterradas cumpliendo la norma UNE –EN 50.086 2 –4 y las características mínimas
indicadas en la tabla 8 de la ITC – BT – 024 del Reglamento Electrotécnico de Baja
Tensión. El diámetro del tubo será tal que permita alojar y extraer fácilmente a los
cables estando en función del número y sección de los conductores o cables a
conducir, para nuestro caso el diámetro mínimo será de 50 mm.
2.2.5.- RESUMEN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES D ELA
INSTALACIÓN
La instalación proyectada se divide en cuatro tramos de conductores cuyascaracterísticas; material, sección, número de cable, protección, instalación, neutro y
toma a tierra se definen en la siguiente tabla:
Cables bipolares de cobre, aislamiento PVC
TramoLongitud
Sección
Conductor
Diámetro
exterior Tubo
protector
Instalación
Panel – regulador 5 m 16 mm2 63 mm Enterrado
Regulador –
Acumulador2,5 m 10 mm2 63 mm Enterrado
Acumulador – línea de
teléfono y radio4 m 6 mm2 50 mm Enterrado
Acumulador – Medidor 10 m 6 mm2 50 mm Enterrado
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Cables bipolares de cobre, aislamiento PVC
TramoLongitud
Sección
Conductor
Diámetro
exterior Tubo
protector
Instalación
de caudal
Tabla 2.2.5.- /1 Características de los Conductores de la instalación
2.3.- PROTECCIONES DE LA INSTALACIÓN
Las protecciones previstas para la instalación proyectadas son para sobreintensidades
(sobrecargas, cortocircuitos y descargas eléctricas atmosféricas), sobretensiones y
contactos directos e indirectos.
2.3.1.- PROTECCIONES FRENTE A SOBREINTENSIDADES
El Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, define en la ITC – BT – 022 lasdirectrices para la protección frente a sobreintensidades de todo circuito, como:
_ Sobrecargas debida a los aparatos de utilización o defecto de asilamiento de gran
impedancia.
_ Cortocircuitos.
_ Descargas eléctricas atmosféricas.
Por tanto, la instalación proyectada debe estar protegida frente a sobrecargas y
cortocircuitos, los elementos a emplear serán:
• Para la protección contra sobrecargas se utilizará interruptor automático
omnipolar con curva térmica de corte: I.G.A 2P/ 16 A.
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• Para la protección contra cortocircuitos se utilizará interruptor automático con
sistema de corte omnipolar y además para cada unos de los circuitos derivados del
principal (Línea del medidor de caudal y línea del teléfono y la radio) se instalará un
pequeño interruptor automático. P.I.A. 2P/10 A (Línea del medidor de caudal) y P.I.A.
2P/6 A (línea teléfono y radio).
Todos estos elementos de protección se instalarán en el cuadro de protección y mando
2.3.2.- PROTECCIÓN FRENTE A SOBRETENSIONES
La ITC- BT- 023 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión estable las directrices
para la protección de la instalación contra sobretensiones.
Las sobretensiones se pueden producir por descargas atmosféricas, conmutaciones de
redes, defecto de las mismas.
En nuestro caso los equipos alimentar se caracterizan por pertenecer a la Categoría I,es decir, equipos muy sensibles a las sobretensiones.
En la instalación proyectada se prevé un bajo riesgo de sobretensiones debido a que la
alimentación se realiza con red subterránea.
2.3.3.- PROTECCIÓN FRENTE A CONTACTOS DIRECTOS O INDIRECTOS
La ITC- BT- 024 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión estable las directrices
para la protección de la instalación contra contactos indirectos y directos.
La instalación proyectada esta constituida por cables bipolares de cobre, con
aislamiento de PVC, dispuesto en tubos enterrados.
Se instalará un interruptor diferencial (I.D. 2P/16 A 300mA) que ofrezcan protección a
las personas y animales frente a contactos directos e indirectos.
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2.3.4.- PUESTA A TIERRA
Además se instalará toma a tierra a fin el limitar la tensión que se pueda presentar en
un momento dado las masas metálicas, asegura la actuación de las protecciones y
elimina o disminuir el riesgo que supone una avería en los materiales eléctricos
utilizados (ITC – BT – 018).
La puesta o conexión a tierra es la unión eléctrica directa, sin fusibles ni protección, del
circuito eléctrico o conductor del mismo, con un electrodo enterrado en el suelo, con la
instalación de la puesta a tierra se pretende que el conjunto de la instalación no sufra
diferencias de potencia peligrosas, permitiendo el paso a tierra de las corrientes de
defecto o las descargas de origen atmosférico.
La sección de los conductores de tierra tiene que satisfacer las prescripciones de la
Tabla 2.2.- / 1 Sección mínima de los conductores de protección (Tabla 2 ITC – BT-
019), y cuando este enterrados deberán estar de acuerdo a lo indicado en la siguientetabla (Tabla 1 ITC – BT- 018):
TipoProtegido
mecánicamente
No protegido
mecánicamente
16 mm2 CobreProtegido contra la
corrosión* Tabla 2 ITC – BT- 019
16 mm2 Acero galvanizado
25 mm2 CobreNo protegido contra la
corrosión* 50 mm2 Hierro
* La protección contra la corrosión puede obtenerse mediante una envolvente.
Tabla 2.2.5.- /1 Sección mínima convencional de los conductores a tierra.
En toda la instalación de puesta a tierra debe preverse un borne principal de tierra, al
cual deben unirse los conductores siguientes:
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_ Los conductores de tierra.
_ Los conductores de protección.
_ Los conductores de unión equipotencial principal.
_ Los conductores de puesta a tierra funcional, si son necesarios.
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ANEJO: PLAN DE MANTENIMIENTO DE LA INSTALACIÓN
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ÍNDICE
- página-
31.- INTRODUCCIÓN................................................................................... 69
3.2.- PLAN DE MANTENIMIENTO................................................................ 69
3.2.1.-TAREAS A REALZAR POR EL USUARIO DE LA
INSTALACIÓN Y PERSONAL ESPECIALIZADO.........................71
3.2.1.1.- MANTENIMIENTO A REALIZAR POR EL USUARIO....... 72
3.2.1.2.-MANTENIMIENTO A REALIZAR POR PERSONAL
ESPECIALIZADO...............................................................73
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 69
3.1.- INTRODUCCIÓN
En general los sistemas fotovoltaicos necesitan poco mantenimiento, debido a que no
presentan partes móviles, combustibles, etc..,. pero para garantizar la fiabilidad,
durabilidad y disponibilidad de servicio es necesario desarrollar un programa de revisión
comprobación para mantener las instalaciones en un estado de funcionamiento
correcto.
El plan de mantenimiento se puede dividir en dos tipos:
_ Mantenimiento preventivo, que es el que se realiza para evitar fallo en la instalación
antes de que estos puedan producirse, es decir, sustitución de elementos de la
instalación que han finalizado su vida útil, garantiza así el funcionamiento al 100 % de la
instalación.
_ Mantenimiento correctivo, es el que se realiza cuando ya se ha producido la avería enla instalación y su objetivo es solucionar dicho fallo lo antes posible, pues generalmente
implica que la instalación este parada.
3.2.- PLAN DE MANTENIMIENTO
El objetivo de este anejo es definir el Plan de Mantenimiento Preventivo, que debe fijar
las líneas de actuación a realizar, es decir, el número de inspecciones periódicas,
comprobaciones que deben realizarse, etc.
Elementos a comprobar
Generadores fotovoltaicos (soportes y panel) Si
Regulador Si
Acumulador Si
Inversor Si
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Elementos a comprobar
Elementos de protección Si
Cableado y conexiones Si
Conexión a la red No
Tabla 3.2.- /1 Elementos a comprobar en cada una de las instalaciones.
En la tabla siguiente se resumen las acciones a realizar en el Plan de Mantenimiento
Preventivo.
Instalaciones fotovoltaicas autónomas
Elemento Operación a realizar Periodicidad
_ Revisión del estado de los cables.
_ Inspección de conexiones y terminales y
pletinas.Cableado y
conexiones _ Comprobación de caídas de tensión en el
cableado de continua.
12 meses
_Situación respecto al proyecto original.Estado de los
módulos _ Limpieza y presencia de daños que afecten
a la seguridad y protección.
12 meses
_ Revisión de daños en la estructura.
_ Deterioro por agentes ambientalesEstructura y
soporte _ Oxidación
12 meses
Acumuladoreso baterías
_ Limpieza y engrasado de terminarles 12 meses
_ Medida de caída de tensión entre
terminales.Regulador de
carga _ Inspección visual de funcionamiento de
indicadores
12 meses
Inversores _ Estado de los indicadores y alarmas 12 meses
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Instalaciones fotovoltaicas autónomas
Elemento Operación a realizar Periodicidad
_ Verificación de la toma a tierra.
_ Comprobación de la actuación de
interruptores de seguridad.
_ Verificación de fusibles.
Elementos de
seguridad y
protección _ Calibración y limpieza de los medidores.
12 meses
_ Comprobación del funcionamiento y
calibración del sistema de adquisición de
datos.Instalaciones
monitorizadas _ Verificación del sistema de almacenamiento
de los datos.
6 meses
Tabla 3.2.- /1: Plan de mantenimiento preventivo de las instalaciones solares
fotovoltaicas autónomas.
Las operaciones de mantenimiento deben incluir:
_ Realización de un informe técnico de cada una de las visitas en el que se refleje el
estado de las instalaciones y las incidencias acaecidas.
_ Registro de las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro de
mantenimiento, en el que constará la identificación del personal de mantenimiento;
Nombre, titulación y autorización de la empresa y la fecha).
_ La empresa responsable del plan de mantenimiento deberá realizar programas
específicos para cada uno de los elementos de la instalación, en el que se recogerán
con detalles los pasos a seguir en las visitas y la periodicidad de las comprobaciones.
3.2.1.- TAREAS A REALIZAR POR EL USUARIO DE LA INSTALACIÓN Y POR
PERSONAL ESPECIALIZADO
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Dentro del plan de mantenimiento (preventivo y correctivo) existen tareas que serán
desarrolladas por el usuario de la instalación, que se engloban dentro del plan de
mantenimiento preventivo y tareas que requieren de personal técnico cualificado que
engloban inspecciones y acciones del plan de mantenimiento preventivo y correctivo.
3.2.1.1.- MANTENIMIENTO A REALIZAR POR EL USUARIO
Dentro del mantenimiento a realizar se puede separar entre el mantenimiento de tipo
preventivo a realizar por el usuario y el que llevará a cabo el personal técnico.
Este tipo de mantenimiento es preventivo y programado y abarca todas las
comprobaciones y verificaciones que se pueden realizar sin necesidad de recurrir a un
técnico cuyos objetivos son:
_ Mantener la instalación en buen estado de conservación y funcionamiento.
_ Detectar a tiempo posibles anomalías o defectos que influyan negativamente en elrendimiento general de la instalación fotovoltaica y en su servicio.
• Mantenimiento del panel fotovoltaico:
_ Comprobación que no existan sombras que se proyecten sobre los paneles solares.
(Poda de la vegetación colindante, etc...)
_ Inspección visual del estado de los paneles fotovoltaicos, presencia de suciedad u
otras anomalías que deberán ser comunicadas a la empresa responsable del
mantenimiento.
• Mantenimiento de los acumuladores o baterías:
Este elemento de la instalación representa el mayor peligro para cualquier persona que
lo manipula, dadas sus características químicas y eléctricas, por ello es importante que
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los usuarios de la instalación no manipulen dicho elementos. Las labores del
mantenimiento a realizar por los usuarios son:
_ Comprobación visual del estado de las baterías, que no existen elemento sobre los
acumuladores que puedan provocar cortocircuitos, que no existen fugas o
sulfataciones en los bornes.
• Mantenimiento del regulador para el acumulador
_ Comprobación visual del correcto funcionamiento a través de los indicadores
luminosos de la pantalla del regulador.
_ Comprobación del estado de sujeción del regulador a fin de detectar posibles
anomalías.
_ Comprobación visual del estado de las diferentes conexiones y cables.
• Mantenimiento de los elementos de protección de la instalación
_ Comprobación del correcto funcionamiento (accionándolos) de los elementos de
protección: Interruptor magnetotérmico, interruptor diferencial.
_ Comprobación visual del estado del cableado
3.2.1.2.- MANTENIEMINTO A REALIZAR POR PERSONAL ESPECIALIZADO
Además de las inspecciones y comprobaciones a realizar por el usuario, dentro del plan
de mantenimiento existen diferentes inspecciones y comprobaciones que deben ser
realizaras por personal cualificado.
El mantenimiento que realiza el personal especializado comprende tanto el
mantenimiento preventivo como correctivo, es decir:
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_ Mantenimiento preventivo: Visitas periódicas a la instalación, en los plazos acordados
con el usuario, mínimo con carácter anual aunque es aconsejable con carácter
semestral.
_ Mantenimiento correctivo: siempre que sea requerido por el usuario, solución de las
posibles averías y anomalías de la instalación.
Las tareas del mantenimiento preventivo a realizar por el personal especializado son:
• Mantenimiento del generador fotovoltaico
_Al menos una vez al año el técnico deberá comprobar la tensión e intensidad que
proporcional el generador.
_ Comprobar la estanqueidad de las cajas de conexión de los paneles, solucionando
cualquier anomalía que se detecte.
_ Comprobar que la estructura del soporte no presente deterioros u oxidación.
Reajustar o apretar los tornillos de sujeción y anclaje. _ Comprobar el estado de los diodos de protección de los paneles.
• Mantenimiento del acumulador
Al menos una vez al año deberán comprobarse:
_ Estado de limpieza del acumulador, retirando los restos de suciedad que se presente
especialmente en los bornes para proceder posteriormente al engrasado de los
mismos.
_ Conexión de todos los elementos comprobando el perfecto funcionamiento de cada
terminal.
_ Comprobar a la salida del acumulador la tensión que proporciona.
_ Comprobar en los bornes de cada uno de los acumuladores la tensión.
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• Mantenimiento del regulador:
_ Comprobar el corrector funcionamiento del regulador.
_ Limpieza del aparato u armario, sobre todo de las rejillas de ventilación.
_ Comprobar el correcto funcionamiento de las tomas a tierras.
_ Comprobar el estado de las protecciones sustituyendo aquellas que presente
anomalías.
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ANEJO IV: ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA
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ÍNDICE
- página-
4.1.- INTRODUCCIÓN................................................................................... 78
4.1.1.- AHORRO ENERGÉTICO.............................................................. 78
4.1.2.- COSTES........................................................................................ 78
4.1.2.1.-COSTE DE LA INVERSIÓN DE LA INSTALACIÓN
SOLAR FOTOVOLTAICA................................................79
4.1.2.1.- COSTES DE LA INVERSIÓN DE LA INSTALACIÓNCONECTADA A LA RED CONVENCIONAL......................
80
4.1.2.3.- COSTE DE MANTENIMIENTO.......................................... 84
4.1.3.-VIABILIDAD ECONÓMICA DE LA INSTALACIÓN DE ENERGÍA
SOLAR TÉRMICA.........................................................................84
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4.1.- INTRODUCCIÓN
Para determinar la viabilidad económica de la instalación han de tenerse en cuenta
parámetros como la vida útil del proyecto, coste de la inversión y mantenimiento, ahorro
energético, etc....
En los siguientes apartados se determinarán los parámetros necesarios para determinar
la viabilidad de la instalación de energía solar fotovoltaica aislada.
4.1.1.- AHORRO ENERGÉTICO
El consumo energético anual para abastecer al medidor de caudal es de 67,45 kWh.
El coste de 1kWh de electricidad es de 0,18 €/kWh.
El ahorro energético anual se obtiene de multiplicar el consumo o demanda de energíadel medidor de caudal por el coste de la energía eléctrica, es decir:
Ahorroe = Consumoe * Costee → Ahorroe = 67,45 kWh * 0,18 €/kwh; Ahorro energético
= 12.14 €/años
4.1.2.- COSTES
Dentro de los costes estarán los gastos de inversión así como los que se general
anualmente para el mantenimiento de la instalación.
Se estima que la vida útil de la instalación está comprendida entre 20 a 25 años.
La instalación proyectada es aislada por ello y a fin de comparar las alternativas de
ejecución: Instalación solar fotovoltaica aislada o conexión a la red de distribución de
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energía eléctrica convencional dentro del estudio de viabilidad económica se han
estimado los costes para ambas tipologías.
4.1.2.1.-COSTE DE LA INVERSIÓN DE LA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA
En la tabla siguiente se resumen los costes de las diferentes partidas para la instalación
solar fotovoltaica aislada.
Código
Naturale
za Ud Resumen Cantidad Medición Importe
C1 Capítulo ud Instalación solar fotovoltaica 1 1 4.560,29
C1.P1 Partida ud Módulos solares Fotovoltaicos 1 5 1.025,75
C1.P2 Partida ud
Soportes módulos solares
fotovoltaicos1 5 709,50
C1.P3 Partida ud Acumulador 1 3 1.513,18
C1.P4 Partida ud Regulador 1 1 111,10
C1.P5 Partida ml
Conductor tramo Panel -
Regulador 1 2,5 221,25
C1.P6 Partida ml
Conductor tramo Regulador -
Acumulador 1 5 429,61
C1.P7 Partida ml
Conductor tramo Acumulador -
Teléfono y radio1 4 336,86
C1.P8 Partida mlConductor tramo Acumulador -Medidor de caudal
1 10 842,16
C1.P9 Partida ud Puesta a tierra 1 1 66,53
C1.P10 Partida ud Cuadro de mando y protección 1 1 425,29
C2 Capítulo ud Pruebas y recepción 1 1 200,00
C2.P1 Partida ud
Pruebas para la recepción de la
instalación 1 1 200,00
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Código
Naturale
za Ud Resumen Cantidad Medición Importe
TOTAL PRESUPUESTO 4.760,29
Tabla 4.1.2.1.- /1 Resumen presupuesto ejecución material
Los costes para la ejecución material de la instalación solar fotovoltaica ascienden a la
cantidad de 4.760,29€.
4.1.2.2.- CONSTE DE LA INVERSIÓN PARA CONEXIÓN DE LA INSTALACIÓN A LA
RED GENERAL CONVENCIONAL
Para determinar los costes ejecución material de una conexión a la red convencional de
energía eléctrica se han tenido en cuenta los siguientes datos:
_ La distancia a la red general convencional es de 100 ml ò 0,1 km.
_ La red general convencional se ha considerado de baja tensión aunque lo general es
que la distribución en zonas rurales o provinciales sean redes de media tensiónmediante líneas áreas.
_ La conexión desde la red de distribución de media tensión al punto de consumo se
realizará en línea enterrada.
_ En el cuadro de mando y protección se incluirán un contador un limitador de potencia.
_ Los precios aplicados han sido obtenidos del mismo modo que en el presupuesto de
la instalación solar fotovoltaica aislada.
_ Dentro de la instalación de consumo se consideran los mismos tramos de conductor
El presupuesto de ejecución material para la instalación conectada a la red
convencional de energía eléctrica es de 10.525, 98€. En la tabla siguiente se detalla el
presupuesto y la medición para este caso.
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA
Código Naturaleza Ud Resumen Cantidad Medició
C1 Capítulo ud
Instalación conectada a la Red convencional
de energía eléctrica
1
C1.P1 Partida ml Red de distribución 1 1
MO01 Mano de obra h Oficial electricista de 1ª 0,1
MO02 Mano de obra h Ayudante 0,25
MAT01 Material ml Cable bipolar, protección PVC sección 16 mm2, 1,1
MAT02 Material ml
Tubo Aiscan corrugado de protección diámetro
exterior 63 mm 1,1
MAT03 material ml
Zanja para albergar cables (0,80 m p), incluido
excavación, lecho, protección mecánica y relleno 1,1
MAUX otros ud Medios auxiliares 0,1
Total parti
C1.P2 Partida ml
Red interior: Tramo Cuadro M.P a Teléfono y
radio 1
MO01 Mano de obra h Oficial electricista de 1ª 0,1
MO02 Mano de obra h Ayudante 0,25
MAT04 Material ml Cable bipolar, protección PVC sección 6 mm2, 1,1
MAT05 Material ml Tubo de protección diámetro exterior 50 mm 1,1
MAT06 material ml
Zanja para albergar cables (0,80 m p), incluido
excavación, lecho, protección mecánica y relleno 1,1
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA
Código Naturaleza Ud Resumen Cantidad Medició
MAUX otros ud Medios auxiliares 0,1
Total parti
C1.P3 Partida ml
Red interior: Tramo Cuadro M.P al medidor de
Caudal 1
MO01 Mano de obra h Oficial electricista de 1ª 0,1
MO02 Mano de obra h Ayudante 0,25
MAT04 Material ml Cable bipolar, protección PVC sección 6 mm2, 1,1
MAT05 Material ml Tubo de protección diámetro exterior 50 mm 1,1
MAT06 material mlZanja para albergar cables (0,80 m p), incluidoexcavación, lecho, protección mecánica y relleno 1,1
MAUX otros ud Medios auxiliares 0,1
Total parti
C1.P4 Partida ud Puesta a tierra 1
MO01 Mano de obra h Oficial electricista de 1ª 0,5
MO02 Mano de obra h Ayudante 1
MAT07 Material mlElectrodo toma a tierra y conductor cobredesnudo 50 mm2 1,1
MAUX otros ud Medios auxiliares 0,1
Total parti
C1.P5 Partida ml Contador, interruptor de potencia y cuadro 1
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA
Código Naturaleza Ud Resumen Cantidad Medició
mando y protección
MO01 Mano de obra h Oficial electricista de 1ª 4,5MO02 Mano de obra h Ayudante 4,5
MAT08 Material ud Contador 2P /16 A 1
MAT09 Material ud Caja para ICP (2p), s< 10 1
MAT10 Material ud Interruptor general de control de potencia 1
MAT11 Material ud Armario con puerta opaca 1
MAT12 Material ud I.G.A. 2P/25A 1
MAT13 Material ud I.D. 2P/25A 300mA 1MAT14 Material ud PIA Legrand (I+N) 10 A 1
MAT15 Material ud PIA Legrand (I+N) 6 A 1
MAUX otros ud Medios auxiliares 0,1
Total parti
TOTA
C2 Capítulo ud Pruebas y recepción 1
C2.P1 Partida ud Pruebas para la recepción de la instalación 1
Total parti
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4.1.2.3- COSTES DE MANTENIMIENTO
Se determina que los costes de mantenimiento de la instalación con carácter anualson de 150 €.
4.1.3.- VIABILIDAD ECONÓMICA DE LA INSTALACIÓN DE ENERGÍA SOLAR
TÉRMICA
Para determinar los flujos de caja no se ha tenido en cuenta ni los índices de precios
al consumo ni el índice del precio de devaluación del dinero.
Se considera que el coste de la instalación conectada a la red de distribución
convencional como ingreso extraordinario y a la inversión como instalación solar
fotovoltaica aislada como gasto extraordinario.
AÑO
Ingreso
ordinario
Ingreso
extraordinario
Gasto
ordinario
Gasto
extraordinario Flujo de caja0 10.525,98 4.760,29 5.765,69
1 12,14 0 150 5.627,83
2 12,14 0 150 5.489,97
3 12,14 0 150 5.352,11
4 12,14 0 150 5.214,25
5 12,14 0 150 5.076,39
6 12,14 0 150 4.938,537 12,14 0 150 4.800,67
8 12,14 0 150 4.662,81
9 12,14 0 150 4.524,95
10 12,14 0 150 4.387,09
11 12,14 0 150 4.249,23
12 12,14 0 150 4.111,37
13 12,14 0 150 3.973,51
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 85
AÑO
Ingreso
ordinario
Ingreso
extraordinario
Gasto
ordinario
Gasto
extraordinario Flujo de caja
14 12,14 0 150 3.835,65
15 12,14 0 150 3.697,79
16 12,14 0 150 3.559,93
17 12,14 0 150 3.422,07
18 12,14 0 150 3.284,21
19 12,14 0 150 3.146,35
20 12,14 0 150 3.008,49
21 12,14 0 150 2.870,63
22 12,14 0 150 2.732,77
Tabla 4.1.3.-/1.- Flujo de Caja.
Podemos concluir que la instalación proyectada es viable económicamente como
instalación solar fotovoltaica aislada, para los datos comparativos estudiados de 100
m de longitud de red de conexión a la red convencional de energía eléctrica.
Si la longitud de conexión a la red eléctrica convencional fuera inferior a 35 m, en
nuestro caso, sería más viable la conexión de la instalación a la red eléctrica que la
instalación solar fotovoltaica aislada.
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ANEJO V: PROGRAMACIÓN Y PUESTA EN MARCHA DE LAS ACTIVIDADES
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ÍNDICE
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5.1.- INTRODUCCIÓN.................................................................................... 88
5.2.-DURACIÓN DE LAS DIFERENTES ACTIVIDADES PROYECTADAS:
DIAGRAMA DE GANTT..........................................................................88
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TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 88
5.1.- INTRODUCCIÓN
La instalación proyectada se puede dividir en dos principales correspondientes a:
_ Replanteo inicial.
_ Instalación solar fotovoltaica.
_ Pruebas de comprobación y recepción.
Estas tareas se subdividen en otras actividades.
Se ha tenido en cuenta una jornada de ocho horas, con un calendario laboral de
lunes a viernes ambos inclusive, la mano de obra estará compuesta por dos
ayudantes y un oficial, se ha supuesto una fecha de inicio que deberá adoptarse en
el caso de modificación.
5.2.- DURACIÓN DE LAS DIFERENTES ACTIVIDADES PROYECTADA:
DIAGRAMA DE GANTT
Las tareas o actividades principales anteriormente descrita se estructuran
sucesivamente por orden de ejecución, si bien, dentro de cada tarea principal
existen actividades que están condicionadas o ligadas a otras de otra actividad
principal y/o de la otra tarea de la actividad que la engloba.
En la tabla siguiente se detalla las diferentes tarea, duración de las mismas, fecha
de inicio y finalización de la actividad y tareas predecesoras o condicionantes para el
inicio y desarrollo de las mismas, todo ello desarrollado además mediante el
Diagrama de Gantt.
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