sauron.etse.urv.essauron.etse.urv.es/public/PROPOSTES/pub/pdf/796pub.pdf · Diseño de una Central Fotovoltaica de 100 kW 1. Memoria descriptiva 2 MEMORIA DESCRIPTIVA 1.0. Indice

DISEÑO DE UNA CENTRAL FOTOVOLTAICA DE 100 kW

Titulación: E.T.I.E.

AUTOR: Sergio Morató Moreno

DIRECTOR: Pedro Santibañez Huertas

Septiembre de 2006

Diseño de una Central Fotovoltaica de 100 kW 1. Memoria descriptiva

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- Documento 1. MEMORIA DESCRIPTIVA

AUTOR: Sergio Morató Moreno DIRECTOR: Pedro Santibañez Huertas

Septiembre de 2006


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MEMORIA DESCRIPTIVA

1.0. Indice

1.0. Indice ......................................................................................................................................... 1

1.1. Objetivo del proyecto ................................................................................................................ 4

1.2. Situación y emplazamiento ...................................................................................................... 4

1.3. Antecedentes............................................................................................................................... 4

1.4. Normas y Referencias ............................................................................................................... 5

1.4.1. Disposiciones legales y normas aplicadas ....................................................................... 5

1.4.2. Bibliografía........................................................................................................................ 6

1.4.3. Programas de cálculo. ....................................................................................................... 6

1.4.4. Plan de gestión de la calidad aplicada durante la redacción del projecto..................... 7

1.4.5. Otras referencias................................................................................................................ 7

1.5. Definiciones y abreviaturas ...................................................................................................... 7

1.6. Requisitos del Diseño ................................................................................................................ 8

1.7. Análisis de las soluciones .......................................................................................................... 8

1.7.1.Dimensionado del inversor y del generador fotovoltaico ................................................ 8

1.7.1.1. Cálculo de la Potencia ............................................................................................ 8

1.7.1.2. Análisis previos para la selección del inversor ...................................................10

1.7.1.3. Análisis previos para la configuración de la instalación. ...................................10

1.7.2. Elementos principales de la instalación ........................................................................11

1.7.2.1. Módulo Fotovoltaico ............................................................................................11

1.7.2.1.1. Material de las células .................................................................................11

1.7.2.1.2. Módulos seleccionados ...............................................................................14

1.7.2.2. Inversor..................................................................................................................14

1.7.3. Descripción de la instalación..........................................................................................14

1.7.4. Protecciones contra caída de rayos, sobretensiones, y aislamiento. ............................16

1.7.5. Equipo de Vigilancia de la instalación ..........................................................................18

1.7.6. Equipo de protección interconexión precintable ...........................................................19

1.7.6.1. Elementos de protección.......................................................................................19

1.7.6.2. Contador de energía eléctrica ...............................................................................22

1.7.7. Acometida........................................................................................................................23

1.7.8. Línea general de alimentación........................................................................................25

1.7.9. Centro de Transformación ..............................................................................................26

1.7.9.1 Obra Civil ...............................................................................................................26


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1.7.9.2. Características detalladas .....................................................................................28

1.7.9.3. Instalación eléctrica. .............................................................................................29

1.7.9.4. Características de la paramenta de MT. ..............................................................30

1.7.9.4.1. Celdas: CGC ................................................................................................30

1.7.9.4.2. Características descriptivas de las celdas ...................................................32

1.7.9.4.3. Características descriptivas del cuadro de Baja Tensión ..........................33

1.7.9.4.4. Características del material vario de Media Tensión y Baja Tensión ......33

1.7.9.5. El transformador ...................................................................................................35

1.7.9.5.1. Normas .........................................................................................................36

1.7.9.5.2. Equipo de base .............................................................................................36

1.7.9.5.3. Accesorios opcionales .................................................................................36

1.7.9.5.4. Ensayos.........................................................................................................36

1.7.10. Puesta a tierra. ...............................................................................................................38

1.7.10.1. Tierra de protección ............................................................................................39

1.7.10.2. Tierra de servicio ................................................................................................39

1.7.10.3. Puesta a tierra de las masas y dispositivos de corte por intensidad de defecto.................................................................................................................................39

1.7.11. Iluminación....................................................................................................................40

1.7.11.1. Iluminación Exterior...........................................................................................40

1.7.11.2. Iluminación Interior ............................................................................................43

1.7.11.3. Iluminación de emergencia ................................................................................43

1.7.12. Estructura .......................................................................................................................44

1.7.12.1. Estructura del campo solar fijo. .........................................................................44

1.7.12.1.1. Fijación de los módulos ............................................................................45

1.7.12.2. Estructura del campo de seguimiento solar......................................................46

1.7.13. Análisis de la Viabilidad del proyecto........................................................................47

1.7.13.1.Otras tecnologías a tener en cuenta ....................................................................48


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1.1. Objetivo del proyecto El objeto del presente proyecto es realizar el documento técnico para la realización de una central de generación fotovoltaica de 100 kW para la venta de la producción obtenida a la compañía suministradora FECSA-ENDESA, así como analizar la viabilidad de la implantación de un sistema de generación de electricidad de éstas características. Los campos de estudios del proyecto son los siguientes:

1.2. Situación y emplazamiento La instalación, esta proyectada para ser realizada en un solar de 34700 m2 de superficie. Los terrenos pertenecen al Término Municipal de Tarragona y está situado en la Urbanización Boscos de Tarragona, y cuyo acceso a la misma se encuentra en la carretera Nacional 340, dirección Barcelona. La topografía de los terrenos presenta una pendiente continuada en dirección N-S, aunque se suaviza en la parte más al norte del área de actuación, con unas cotas que varían de la 370 m a la 361 m.

1.3. Antecedentes. Los terrenos presentados para la construcción de la central esta formado por vegetación natural, la cual se deberá sanear en su totalidad para la distribución de los elementos de la instalación. Por las inmediaciones de la instalación transcurre una línea de 25 kV en la cual realizaremos la unión con la red de MT. Se proyecta estudiar los puntos anteriormente descritos para la realización del mismo.

PROYECTO TECNICO

ESTUDIO ELECTRICO

ESTUDIO ESTRUCTURAL

ESTUDIO ENERGÉTICO

ESTUDIO DE VIABILIDAD

CAMPO SOLAR

CALCULOS EN B.T.

PUNTO DE CONEXIÓN (C.T)

ILUMINACIÓN


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1.4. Normas y Referencias

1.4.1. Disposiciones legales y normas aplicadas En el marco legislativo para la regulación de las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectada a red, existen las siguientes normativas:

• Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión • Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, que establece los principios de un modelo de

funcionamiento basado en la libre competencia, impulsando a su vez el desarrollo de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial RD 2818/1998 sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración.

• RD 2224/98 que establece el certificado de profesionalidad de la ocupación de instalador

de sistemas fotovoltaicos y eólicos. • RD 2818/1998 sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por

recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración. • RD 1663/2000 sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de distribución.

• RD 3490/2000 en el que fija el coste de la 1ª verificación de la instalación fotovoltaica

conectada a red. • Resolución de la Dirección General de política energética y Minas en las que se estable el

modelo de contrato y factura, así como el esquema unificar de una instalación fotovoltaica conectada a red. (BOE nº 148, 21/06/2001)

• RD 841/2002, de 2 de agosto, por el que se regula para instalaciones de producción de

energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de información de sus previsiones de producción, y la adquisición por los comercializadores de su energía eléctrica producida.

• RD 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento electrotécnico para

Baja Tensión. • Normativa de la compañía FECSA-ENDESA.

• Vademécum FECSA-ENDESA

• Normas particulares y de normalización de la Cía. Suministradora de Energía Eléctrica.

• Ley 31/1995, de 8 de noviembre, de Prevención de Riesgos Laborales.

• Real Decreto 1627/1997 de 24 de octubre de 1.997, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras.

• Real Decreto 485/1997 de 14 de abril de 1997, sobre Disposiciones mínimas en materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo.

• Real Decreto 1215/1997 de 18 de julio de 1997, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo.


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• Real Decreto 773/1997 de 30 de mayo de 1997, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de protección individual.

• Condiciones impuestas por los Organismos Públicos afectados y Ordenanzas Municipales.

• Real Decreto 3275/1982 de 12 de Noviembre, sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación, así como las Órdenes de 6 de julio de 1984, de 18 de octubre de 1984 y de 27 de noviembre de 1987, por las que se aprueban y actualizan las Instrucciones Técnicas Complementarias sobre dicho reglamento.

• Orden de 10 de Marzo de 2000, modificando ITC MIE RAT en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación.

• Real Decreto 3151/1968 de 28 de Noviembre, por el que se aprueba el Reglamento Técnico de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión.

• Recomendaciones UNESA.

• Normalización Nacional. Normas UNE.

• Método de Cálculo y Proyecto de instalaciones de puesta a tierra para Centros de Transformación conectados a redes de tercera categoría, UNESA.

• Normas técnicas y administrativas y regionales • Otra normativa

1.4.2. Bibliografía.

• Vademécum FECSA-ENDESA, Edición Mayo 2000.

• Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión e Instrucciones Técnicas Complementarias (Real Decreto 842/2002 de 2 de Agosto de 2002).

• Manual de uso de instaladores, fabricantes, proyectistas, ingenieros y arquitectos, instituciones de enseñanza y de investigación. Editado por SODEAN, S.A.

• Proyecto de centro de transformación en edificios y fabricas, editado por SCHNEIDER

1.4.3. Programas de cálculo. • Dmelec “Centro de Transformación”

• DIAlux 4.0“Iluminación interior”

• Calculux Area

• D.O.C. Win ABB


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1.4.4. Plan de gestión de la calidad aplicada durante la redacción del projecto. Se procede a la comprobación de la coherencia de lo establecido en el proyecto de tal manera que, cogiendo dos de las partidas mas elevadas en el presupuesto y se comprueba que estén correctamente ubicadas en el plano, acto seguido se comprueba que esté correctamente contabilizado en las mediciones del presupuesto

1.4.5. Otras referencias www.icaen.net

www.abb.es

www.schneiderelectric.es

www.sodean.es

www.ormazabal.com

1.5. Definiciones y abreviaturas La radiación solar se valora en varias unidades físicas concretas.

§ Irradiancia: Es la potencia de la radiación solar por unidad de superficie y se expresa en la unidad correspondiente del Sistema Internacional, el vatio dividido por metro cuadrado (W/m2 )

§ Irradiación: Es la energía que incide por unidad de superficie en un tiempo determinado, y que se expresa en las unidades correspondientes del sistema internacional, es decir, en julios dividido por metro cuadrado [J/m2] o sus múltiplos (normalmente, el megajulio [MJ]. En este último caso y, por razones prácticas, también se emplea una unidad de energía muy frecuente en el mundo real, el [kWh] (kilovatio por hora) en lugar del julio y/o sus múltiplos.

Irradiación = Irradiancia · t

El cambio es muy simple: 1 kWh = 3,6 MJ.

§ Irradiancia espectral: Es la potencia radiante por unidad de área y de longitud de onda, cuya unidad es [W/(m2·µm)]

§ Irradiancia directa: Es la radiación que llega a un determinado lugar procedente del disco solar, y su unidad de medida es [W/m2].

§ Irradiancia difusa: Es la radiación procedente de toda la bóveda celeste excepto la procedente del disco solar, y cuya unidad de medida es también [W/m2].

§ Irradiancia Global: Se puede entender como la suma de la radiación directa y difusa. Es el total de la radiación que llega a un determinado lugar en [W/m2].

§ Irradiancia circumsolar: Es la parte de la radiación difusa procedente de las proximidades del disco solar en [W/m2].


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§ Radiación extraterreste: Es la radiación que llega al exterior de la atmósfera terrestre [W/m2]. Solo varía con la distancia entre la Tierra y el Sol.

1.6. Requisitos del Diseño

Se pretende analizar la viabilidad de instalar un sistema de producción de energía eléctrica con energías renovables, en éste caso con energía solar fotovoltaica Se construirá una sala de control, donde se colocarán los dispositivos de protección de la instalación, así como la CGP de conexión a la red de B.T. de la compañía eléctrica. La línea de B.T. que unirá la central con el Centro de transformación se realizará con cables unipolares y directamente enterados bajo tierra, siguiendo la línea de la acera como se indica en el plano. La Ubicación del C.T. se a contemplado la posibilidad de colocarlo lo más cerca posible a la red de 25kV para abaratar el precio de la intalación.

1.7. Análisis de las soluciones En los siguientes puntos realizaremos una descripción de los aspectos generales de la instalación, y la descripción de los elementos que configuran el proyecto.

1.7.1. Dimensionado del inversor y del generador fotovoltaico Uno de los aspectos más importantes a tener en cuenta en el diseño de una instalación fotovoltaica es realizar una configuración adecuada para mejorar lo máximo posible su rendimiento y eficiencia. En la actualidad, existen una amplia variedad de inversores por lo que podemos encontrar desde pequeñas potencias 2,5 kW hasta los 100 kW en un único inversor. En las especificaciones técnicas del inversor se recogen importantes advertencias que hay que considerar durante el diseño y montaje de la instalación. El tipo de configuración de la instalación y su interconexionado determina el número, rango de tensiones y potencia del inversor/es.

1.7.1.1. Cálculo de la Potencia

Cuando la potencia nominal de todos los inversores de la instalación supere 5 kW, la acometida a la red general debe ser trifásica, de acuerdo al R.D.1663/00, si es menor puede hacerse monofásica. Para comenzar el dimensionado hay que fijar o la potencia nominal del inversor, Pn,inv o la potencia pico del generador FV, PPMP en función de la superficie disponible, inversión económica a realizar, tarifas vigentes, etc… Para conseguir la máxima eficiencia del conjunto generador fotovoltaico inversor, la relación entre la potencia nominal del inversor, Pn,inv y la potencia pico del generador fotovoltaico que se conecta al inversor, PPMP debe ser del orden de 0,7 a 0,8 para climas como los de España.


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En general, la potencia del inversor no debe ser superior a la potencia pico del generador fotovoltaico, ya que el inversor no funcionará a su potencia nominal. Esto es debido a que, en condiciones climáticas reales, un generador fotovoltaico nunca produce la potencia pico ya que la temperatura normal de funcionamiento del módulo es mayor de 25ºC cuando la irradiancia es de 1000 W/m2. Además, raras veces se alcanza un nivel de irradiancia de 1000 W/m2 , ya que los niveles medios que se alcanzan en España varían entre 400 y 700 W/m2 . Existen otras razones por las cuales la potencia nominal del inversor no debe superar a la potencia pico del generador fotovoltaico, por ejemplo, la instalación, normalmente, no tiene la orientación ni la inclinación óptima o está parcialmente cubierta por sombras. También existen pérdidas dentro del generador fotovoltaico debido a la dispersión de los parámetros eléctricos de cada uno de los módulos, así como al cableado y a las conexiones entre ellos. Sólo cuando los inversores deben soportar muy altas temperaturas debido a que se instalan en exteriores, se analizará la posibilidad, con los datos suministrados por el fabricante del inversor, de seleccionar un inversor de mayor potencia nominal que la potencia pico del generador fotovoltaico. Teniendo en cuenta estas consideraciones, el rango de potencias nominales del inversor puede oscilar entre 0,7 y 1,2 veces la potencia pico del generador fotovoltaico. Si se utilizan módulos amorfos se debe tener en cuenta a la hora de dimensionar la potencia de los inversores, la degradación del módulo.

Figura 1: Ejemplo de gráfica del rendimiento del inversor

Cuando se seleccione el inversor hay que asegurarse de que para cualquier condición climática de irradiancia y temperatura funcionará correctamente y que la eficiencia máxima del inversor se corresponda con el rango de irradiancia más frecuente del lugar. Por ejemplo en la figura 1, sería 600-700W/m2. Hay que garantizar que para cualquier condición climática, el rango de tensiones a la salida del generador fotovoltaico debe estar dentro del rango de tensiones admisibles a la entrada del inversor. En este sentido hay que tener en cuenta que la tensión (y en menor medida la corriente) a la salida del generador fotovoltaico varía con la temperatura.


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Figura 2: Influencia de la temperatura en un generador.

1.7.1.2. Análisis previos para la selección del inversor

Según la instrucción ITC-BT-40, establece como carácter general, la interconexión de centrales generadoras a las redes de baja tensión de 3x400/230V será admisible cuando la suma de las potencias nominales de los generadores no exceda de 100 kVA, ni de la mitad de la capacitad de la salida del Centro de Transformación correspondiente a la línea de la Red de Distribución Pública a la que se conecte la central. Según datos proporcionados por la empresa suministradora, el precio de venta de kWh es superior si se inyecta en la red de B.T. que en M.T. Además, están exento de primas. Por éste motivo, partimos del concepto del límite de potencia máximo que podemos conectar a la red de distribución en B.T., cuyo valor son 100 kW y que definiremos como la potencia nominal de salida del inversor.

1.7.1.3. Análisis previos para la configuración de la instalación.

Partiendo de la idea que queremos instalar dos campos solares de generación, de los cuales, uno será colocado sobre estructuras fijas (campo solar fijo), y el otro colocado sobre seguidores solares (campo de seguimiento solar), se utilizarán dos inversores trifásicos con una potencia nominal de 50 kW cada uno. La decisión de colocar dos inversores es clara, podemos mantener en operativo el 50% de la instalación en caso de fallo de uno de ellos, y con ello seguir obteniendo beneficios de la venta de la generación. Se descarta la posibilidad de utilizar tres inversores monofásicos y conectarlos en la línea trifásica, porque si alguno de ellos no funcionara, produciría un desequilibrio de la red y provocar fallos en el resto de la red.


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Figura 3: Configuración de la instalación.

1.7.2. Elementos principales de la instalación

1.7.2.1. Módulo Fotovoltaico

Para seleccionar el tipo de módulo que utilizaremos en la instalación, previamente estudiaremos las características de las células que lo forman, para así tener una idea de aquellas resultan más interesantes.

1.7.2.1.1. Material de las células

Tipos de células:

Figura 4: Clasificación de los tipos de células

Las células cristalinas están formadas fundamentalmente por silicio, siendo éste el material mas abundante en la Tierra después del oxígeno. No se encuentra en estado puro sino unido químicamente al oxígeno en forma de dioxido de silicio. Para obtener silicio puro se debe separar Primero del oxigeno no deseado del dioxido y


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para ello se introduce la “arena de cuárzo” junto con “polvo de carbono" en un crisol donde se funden. De esta manera se obtiene el denominado silicio metalúrgico con una pureza del 98%. Este silicio no es de la suficiente pureza como para que pueda ser utilizado con fines electrónicos, ya que para estas aplicaciones se exige un grado de impurezas admísible de una milmillonesima parte. Con este motivo se purifica el silicio metalúrgico mediante procesos químicos. El silicio se muele y se mete junto con gas de hidruro de cloro (clorhídrico) en un horno. El producto químico de dicha reacción es hidrogeno y Cl3Si, un liquido que hierve a 31ºC. Mediante destilaciones sucesivas se alcanza el grado de pureza deseada ya que en cada destilación este va aumentando. Posteriormente se coloca el Cl3Si, con hidrógeno a 1000ºC obteniéndose así silicio. El silicio puede ser manipulado posteriormente de muchas formas diferentes. En función del procedimiento se obtienen células monocristalinas o policristalinas. Los fabricantes de células solares se proveen, hasta ahora, principalmente del material procedente de los residuos de semiconductores en la industria electrónica.

Células monocristalinas de silicio

Fabricación: Para la obtención de silicio monocristalino de aplicación terrestre se establece un proceso denominado Czochralski (proceso en crisol). Mediante este procedimiento se toma una semilla de silicio monocristalino con una determinada orientación cristalina y se introduce en el crisol hasta que toca la superficie de la masa fundida de silicio que se encuentra en el crisol (punto de fusión 1420ºC) y se extrae hacia arriba girando muy lentamente sobre el eje de la varilla. De esta manera se elaboran monocristales cilíndricos de un diámetro de unos 30 cm y una longitud de varios metros. Estos cilindros se cortan después en finas láminas de unos 0,3 mm de espesor denominadas obleas. En el biselado y corte de las obleas de los monocristales se desperdicia gran parte del silicio, quedando como residuos. A partir de las obleas dopadas tipo p se produce una fina capa dopada tipo n mediante difusión de fósforo (a una temperatura de 800 a 1200ºC). Tras la colocación en la capa posterior del contacto (electrodo posterior) se colocan las líneas por dónde circula al corriente en la cara anterior de la oblea y se le dota de una capa antirreflectante (AR). Existen otros procedimientos de fabricación de silicio monocristalino como el de fases líquidas que permite obtener células solares con mayor pureza y con un rendimiento entre un 1-2 % mayor. El material de partida utilizado en este caso es una varilla de silicio de gran pureza pero muy caro. Éste es introducido en una bobina y con ayuda de un campo de alta frecuencia se funde desde abajo hacia arriba. A partir de una semilla de silicio monocristalino en la punta de la varilla se convierte en silicio monocristalino enfriado. Las impurezas del material se quedan en la fundición. Rendimiento: 15 - 18% (Silicio Czochralski) Forma: Según la cantidad de materia que se bisele se tienen células cuadradas, semicuadradas o redondas. Las células redondas son más baratas que las semicuadradas o que las cuadradas, ya que en su elaboración se desperdicia menos cantidad de material. Sin embargo no son las más empleadas en los módulos estándar debido al mal aprovechamiento de la superficie. En módulos especiales para la integración en fachadas dónde se busca un cierto grado de transparencia las células redondas son una buena alternativa.


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Medidas: la mayoría 10 x 10 cm ó 12,5 x12,5 cm, Ø 10, 12,5 ó 15 cm Espesor: 0,3 mm Estructura: homogénea Color: Azul oscuro a negro (con AR), gris (sin AR)

Figura 5: Célula monocristalina cuadrada y semicuadrada Células policristalinas de silicio

Fabricación: El proceso de elaboración más usado para la obtención de silicio policristalino es el procedimiento de fusión en bloques. Se toma sílice al vacío y se calienta a 1500 ºC, que debido a la menor temperatura del fondo del crisol en frío, a 800ºC se enfría de nuevo. Se forma n bloques de silicio de 40 x 40 cm y 30 cm de altura. Los bloques se corta n con una sierra en lingotes primero y posteriormente en obleas de 0,3 mm de espesor. En el corte de las obleas se pierde parte del silicio. Mediante el proceso de dopaje con fósforo también se ponen los contactos eléctricos por la cara posterior. Por último se dota a la oblea con la red para direccionar la corriente en la cara anterior así como un tratamiento superficial antirreflectante (AR). Rendimiento: 13-15% Forma: cuadrada Medídas: 10x10cm, 12,5 x 12,5 cm, 15 x 15 cm Espesor: 0,3 mm Estructura: Por el procedimiento de fusión en bloques se forman cristales con diferentes orientaciones. Debido a la diferente reflexión de la radiación se reconocen fácilmente los cristales en la superficie (estructura de la flor del hielo) Color: Azul (con AR), gris plata (sin AR)

Figura 6: Tipos de oblea policristalina


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A nivel comercial, los módulos que más se utilizan son los de silicio monocristalino y los de silicio policristalino. De los dos, el monocristalino es más eficiente (del orden de un 5-10 % más para la misma superficie de captación) y con una duración mayor en sus características eléctricas mientras que el policristalino suele ser más barato que el monocristalino para la misma potencia pico (del orden del 5-10 % menos). A título orientativo, si se utilizan sistemas de seguimiento de la posición del sol, o sistemas de baja concentración de la radiación, se recomiendan módulos monocristalinos frente a los policristalinos ya que por la mayor eficiencia de los módulos monocristalinos por unidad de superficie aumenta la captación de energía para un sistema de seguimiento.

1.7.2.1.2. Módulos seleccionados

El módulo seleccionado para el campo solar fijo es el modelo TP156-190 (190 W) del fabricante MSK CORPORATION. Es un módulo cuyas células son de Silicio policristalino. El modulo proporciona unas características técnicas excelentes, ya que el rendimiento de la placa es del 14,6%, superior a la mayoría de placas que existen en el mercado. Además, dispone de 3 diodos bypass que evitan la anulación completa del módulo en caso de posibles sombras. Para el campo de seguimiento solar, el módulo seleccionado es el modelo STP190-S del fabricante SUNTECH.

1.7.2.2. Inversor

El inversor seleccionado es un SOLARMAX 60 con una potencia nominal de salida de 50kW y una eficiencia máxima del 95%, además el fabricante ofrece un acuerdo de servicio que garantiza más de 20 años sin problemas operacionales.

1.7.3. Descripción de la instalación.

Según los cálculos obtenidos en el Anexo de Cálculos, llegamos a la siguiente conclusión.

Nº modulos

Potencia [Wp]

Intensidad [A]

Tensión [V]

Modulos por ramal

Nº de ramales

Campo Solar fijo 299 56890 105 759 23 13

Campo Seguimiento Solar 294 56485 109.48 693 23 14

Tabla 1: Datos obtenidos en los cálculos fotovoltaicos


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Figura 7: Organigrama de distribución de la instalación

Figura 8: Ilustración de ejemplo del campo solar fijo Figura 9: Ilustración del Seguidor Solar

Como se observa en los organigramas de distribución, se a procedido a dividir el conjunto en pequeños subgrupos para evitar tener que recoger en cada registro tensiones e intensidades elevadas. La distribución sobre la superficie, queda indicada en el documento Planos.

Subgenerador I Campo Solar fijo

Grupo 1 Grupo 2 Grupo 3 Grupo 4

Subgrupo 1 23 placas













Subgenerador II Campo Seguimiento Solar

Seguidor 1 Seguidor 2 Seguidor 3 Seguidor 4









Seguidor 5 Seguidor 6 Seguidor 7








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1.7.4. Protecciones contra caída de rayos, sobretensiones, y aislamiento.

En el cuadro de conexiones instalado a la salida de cada subgrupo se colocarán un fusible tipo gG por cada conductor (positivo y negativo) que proviene de cada ramal, con una intensidad de corte 10 A. La protección contra rayos y sobretensiones se protegerá colocando en la parte de corriente continua del inversor un varistor por cada conductor, modelo Inprotec W440 o similar como se indica en el plano.

Figura 10: Ilustración de los varistores

Se colocará un interruptor de corriente contínua en cada caja de conexiones ajustado a la tensión e intensidad del subgrupo fotovoltaico. Éste tipo de interruptor está adecuado para trabajar con tensiones de corriente continua hasta 750V, y con una intensidad nominal de funcionamiento de 10A. Como en corriente continua, se utiliza los conductores (positivo y negativo), teóricamente utilizaríamos un interruptor bipolar, pero el fabricante recomienda utilizar para tensiones superiores a los 500V, un interruptor de 3 polos, y realizar la siguiente conexión:

Figura 11: Interruptor de corriente contínua S503UCB10


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Se instalarán como medida de protección de la instalación un sistema de vigilancia continua del aislamiento dando órdenes adecuadas a los elementos de maniobra (Interruptor INFAC 800M). Con el FAC3/800I se permite prevenir de posibles descargas eléctricas al personal de la instalación y mantenimiento. Su función de rearme permite restablecer el servicio una vez la falta de aislamiento ha desaparecido.

Figura 12: Vigilante del Aislamiento FAC3/800I

El otro dispositivo que se conecta en serie con la línea del generador es un INFAC 800 M (Interruptor de continua para instalaciones FV). Éste dispositivo al recibir la orden de cortocircuito procedente del FAC3/800I, desconecta el inversor de los paneles solares y cortocircuita la entrada de potencia. Con esto se previene de posibles descargas eléctricas al personal de la instalación y mantenimiento.

Figura 13: Interruptor de corriente continua INFAC3800/L

Otro sistema interesante en éste tipo de instalaciones fotovoltaicas, es el Buscador Seguidor en Fallo, que analiza que subgrupo o grupos de placas presenta fallo de aislamiento. Cuando el Vigilante de Aislamiento FAC3 detecta fallo de aislamiento, indica al BSF (Buscador Seguidor en Fallo) que inicie el ciclo de búsqueda. El BSF cortocircuita inicialmente todos los INFAC (Interruptores de Continua). Al cabo de pocos segundos, procede a quitar el cortocircuito del primer subgrupo y verificar si reaparece el fallo de aislamiento. Si no surge el fallo, lo deja funcionando y si se


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presenta lo vuelve a cortocircuitar. Realiza el mismo proceso con el siguiente subgrupo hasta que haya realizado la prueba con todos. Al final del ciclo quedarán cortocircuitados los subgrupos que tuvieran fallo de aislamiento. Antes del inversor, colocaremos un interruptor general que pueda servir para desconectar la instalación en caso de necesidad. En éste caso, tendremos que utilizar un interruptor de caja moldeada, debido a que no existen interruptores modulares que puedan soportar la intensidad nominal de entrada al inversor. El modelo seleccionado es un ISOMAX S3N 160, el fabricante recomienda que para tensiones de corriente continua entre 500 y 750V, conectar 3 polos en serie, como indica la figura:

Figura 14: Interruptor de corriente continua ISOMAX S3N 160 de 4p.

1.7.5. Equipo de Vigilancia de la instalación

Instalaremos un dispositivo que nos permita conocer en cada momento el estado de la instalación, como son la tensión y la intensidad de cada fase, así como el cos f , y la potencia de generación.

Figura 15: Analizador de energía eléctrica WM12-DIN .

Éste indicador multifunción para sistemas trifásicos con teclado de programación incorporado, permite visualizar las principales variables eléctricas. Además dispone de una salida serie opcional RS485 para registrar datos. Como observación, decir que las entradas de intensidad deben conectarse sólo mediante transformadores de intensidad. La conexión directa dañaría el equipo.


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Figura 16: Transformación de intensidad A 82-10/20 250

1.7.6. Equipo de protección interconexión precintable

Se habilitará un cuarto, donde se instalarán todas las protecciones y equipo de medidas necesarios para garantizar las condiciones de seguridad de las personas y la instalación.

1.7.6.1. Elementos de protección

La empresa suministradora FECSA-ENDESA, establece las protecciones mínimas necesarias para un buen funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas:

§ Interruptor Magnetotérmico

Ajustado como máximo al 130% de la potencia de la instalación. Por lo tanto la intensidad de límite del interruptor no puede ser superior a 200A. El TMAX 3N, es el primer interruptor de 70mm de grosor capaz de soportar intensidades hasta los 250A, dispone de un selector para ajustar la Intensidad máxima del dispositivo a los 200A .

Figura 17: Interruptor magneto-térmico TMAX 3N de 4p.


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§ Interruptor Diferencial de alta sensibilidad Dentro de la familia TMAX de ABB, podemos encontrar dispositivos de adaptación. Como el interruptor magneto-térmico es un TMAX 3N, el interruptor diferencial que se precisa es un RC222-T3 de 200A, 4 polos.

Figura 18: Adaptador Interruptor Diferencial RC222-T3.

§ Protección de mínima tensión Ajustado al 85% de la tensión nominal de la red.

§ Protección de máxima tensión Ajustada al 110% de la tensión nominal de la red. Colocaremos un relé que realiza ámbas funciones, DPB01 de la marca CARLO GAVAZZI.

Figura 19: Relé de Control de tensión DPB01 C M48 W4. Éste relé de control de tensión para sistemas trifásicos o trifásicos con neutro, controla la secuencia de fases, la rotura de fases y la tensión máxima y mínima (ajustable por separado), con función de retardo incorporada.


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§ Protección de mínima y máxima frecuencia Ajustada a 51 y 49 Hz respectivamente. El modelo DFB01C M24 de CARLO GAVAZZI. Se colocará uno por fase.

Figura 20: Relé de Control de frecuéncia DFB01 C M24. Éste relé de control preciso de niveles de frecuencia, miden la frecuencia de su propia tensión de alimentación de 24 a 240 VCA. La función de enclavamiento permite mantener activado el relé incluso después de que cese la condición de alarma. Dispone de una función de inhibición que se utiliza para evitar el funcionamiento del relé cuando esto sea necesario (operaciones de mantenimiento o ajustes).

§ Temporizador para realizar las funciones de conexión-desconexión a la red. Ésta maniobra se realizará mediante un contactor que se encuentra normalmente abierto y que al producirse una anomalía en la red desconectará la instalación de la red y no realizará la conexión hasta un tiempo no inferior a 3 minutos. Se utilizará el modelo DAA01CM24 de CARLO GAVAZZI.

Figura 21: Relé Temporizado de retardo a la conexión DAA01 CM24. Temporizador multitensión de retardo a la conexión con 7 escalas de tiempo ajustable de 0,1 segundo a 100 h.


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§ Contactor para realizar las funciones de conexión-desconexión a la red. Como elemento de conexión a la red, se colocará un contactor de 200A, cuya conexión/desconexión estará controlado por los relés de máxima/mínima tensión e máxima/mínima frecuencia.

Figura 22: Contactor 4p. EK110-40.

§ Aislamiento Galvánico cumpliendo la normativa de transformador separador. Éste aislamiento viene integrado en el propio inversor.

1.7.6.2. Contador de energía eléctrica Los modelos TARCON C500 se fabrican para la medición de la energía en modo unidireccional, existiendo modelos para la medida bidireccional. Para la medida de la energía reactiva, efectúa la discriminación entre CAPACITIVA e INDUCTIVA. Dispone además hasta de 6 maxímetros, según el modelo y discriminación aplicada. Se fabrican modelos de clase 1 y clase 0,5 en Activa, siendo la clase para Reactiva de 2 y 1 respectivamente.

• Sistema Totalmente electrónico, sin partes móviles. • Sistema de conexión a 4 hilos. Tensiones: 63.5 / 110/220/380 VAC. • Medida de corriente a través de secundario de transformador de intensidad

/ 5 A Cargabilidad 400%. Medida directa 20 80)A • Display LCD con dígitos de gran medida, (12 mm.) y gran contraste. • Visualización de energías / máximas en 8 dígitos. • Programables de 1 a 3 decimales. • Registros de energías totales, y de 12 Meses / Periodos, con indicación de

fecha / hora de cierre. • Registros de potencias máximas para los 12 Meses / Periodos, con

indicación de fecha / hora y tarifa aplicada. • Registro de los últimos 10 cortes de alimentación (mayores de

0,5segundos). • Cierres de periodos en modo automático o manual. Con la opción de

manual, cierre por pulsador en el equipo, o en modo remoto. Indicación de fecha / hora del cierre.


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• Canal de comunicaciones ópticas CEI 1107. • Canal de comunicaciones optoaislado, seleccionable (en fábrica), entre

RS232 y RS485

Figura 23: Contador de energía eléctrica trifásico C500

Éstos elementos de protección estarán permanentemente precintados y accesibles a la empresa suministradora.

1.7.7. Acometida

• Descripción del Material Caja General de Protección TIPO CGP-9-400 de doble aislamiento y Autoextinguible.

• Denominación codificada

CAJA GENERAL PROTECCION ESQUEMA 9-400A

• Características Técnicas: TENSIÓN ASIGNADA 500 V INTENSIDAD ASIGNADA 400 A RIGIDEZ DIELÉCTRICA

A 50Hz, 1 Minuto entre partes activas 2500 V A 50Hz, 1 Minuto entre partes activas y Masa 5250 V A Impulso Tipo Rayo entre partes activas y masa 8 kV

CLASE TÉRMICA TAPA Y ENVOLVENTE A(UNE 21305) BASES PORTAFUSIBLES Y FUSIBLES Ver GE NNL01100 TAMAÑO PORTAFUSIBLES Y FUSIBLES Ver GE NNL01000 ENTRADA CABLES PARTE INFERIOR SALIDA CABLES PARTE SUPERIOR ESQUEMA 9 (GE NNL01000)


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• Ensayos de calidad según norma GE NNL01000

• Materiales Aceptados: CAHORS ESPAÑOLA, S.A. (446.122-EN) CLAVED (CGPC-400/9C) CRADY (GL-400 E.9) HIMEL (CGPH-400/9-EN) BOXTAR, S.L. (CGPB-400/9) CAYDETEL (CGP-400/9CYD) HAZEMEYER (CGP-400/9)

La acometida, ya sea aérea o subterránea, discurrirá en general por zonas de dominio público. En el caso de que sea subterránea, lo hará preferentemente por aceras a una profundidad mínima, hasta la parte inferior de los cables, de 60 cm y, en los casos de cruces de calzada, de 80 cm entubada y hormigonada. Las dimensiones de la zanja con la situación, protección y señalización de los cables, así como las distancias a mantener con otros servicios, serán las indicadas en las “Condiciones Técnicas para Redes Subterráneas de Baja Tensión” de FECSA-Endesa. Cuando no sea posible que el trazado discurra por dominio público, deberá acordarse con la Empresa Distribuidora la solución más idónea. Los cables se instalarán en canalización entubada, en tubo de polietileno corrugado de alta densidad, con la superficie interna lisa y diámetro no inferior a 160 mm (ver apartado 3.1.3 de la ITC-BT-07). En este caso, se establecerán las condiciones técnicas y jurídicas (servidumbres) que procedan para garantizar en todo momento la explotación y mantenimiento de las instalaciones. Los cables de acometida serán conductores de aluminio, unipolares, con aislamiento de polietileno reticulado XLPE y cubierta de PVC, de tensión asignada 0,6/1 kV. Las secciones normalizadas de los conductores son las que figuran en la Tabla 2 para acometidas subterráneas.

Tabla 2: Secciones normalizadas por la empresa suministradora

Según los cálculos obtenidos en el anexo “Calculos”, la sección de la línea será RV 0.6/1kV 4x1x150 mm2 Al.


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Los esquemas eléctricos de estas CGP son los siguientes:

Figura 24: Esquemas conexionado CGP

1.7.8. Línea general de alimentación El trazado de la línea general de alimentación se realizará lo más corto y rectilíneo posible, y discurrirá por lugares de uso común. Los conductores se instalarán en el interior de tubos o conductos, que podrán estar empotrados, enterrados o en superficie y deberán cumplir lo expuesto en la ITC-BT-14. En la tabla siguiente, se indica el diámetro del tubo en función de la sección de los cables a instalar.

Tabla 3: Diámetro tubo de la línea general de alimentación.

Según los cálculos obtenidos en el anexo “calculos” para la sección del conductor de 150 mm2, corresponde instalar un tubo de diámetro exterior de 160 mm. Las uniones de los tubos rígidos serán roscadas o embutidas de manera que no puedan separarse los extremos.


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Cuando la línea discurra verticalmente, lo hará por un conducto de obra empotrado o adosado al hueco de la escalera por lugares de uso común, conforme a lo expuesto en la citada ITC. Se evitarán las curvas, los cambios de dirección y la influencia térmica de otras conducciones del edificio. Se instalarán tres conductores de fase y uno de neutro, de cobre o aluminio, unipolares y aislados, de la misma sección y de tensión asignada 0,6/1kV. Las características que deben tener estos conductores se detallan en la ITC-BT-14. Los cables serán no propagadores del incendio y con emisión de humos y opacidad reducida, debiendo tener características equivalentes a las de la norma UNE 21.123 parte 4 ó 5. El valor máximo permitido de la caída de tensión será del 5 %.

1.7.9. Centro de Transformación

El centro de transformación tipo compañía, tiene la misión de suministrar energía, sin necesidad de medición de la misma. La energía será suministrada por la compañía FECSA-Endesa a la tensión trifásica de 25 kV y frecuencia de 50 Hz, realizándose en la acometida mediante cables subterráneos. El tipo general de equipos de MT usados en este proyecto son: CGC: Celdas Compactas para MT, incorporan tres funciones por cada módulo (2 posiciones de línea y 1 de Protección) en una cuba llena de gas SF6, en la cuál se encuentran los aparatos de maniobra y el embarrado.

1.7.9.1. Obra Civil El Centro de Transformación a instalar en este proyecto es un centro prefabricados tipos PFU-4 de Ormazabal, y consta de una única envolvente, en la cual se encuentra toda la paramenta eléctrica, máquinas y otros equipos. Para el diseño de estos Centros de Transformación se han tenido en cuenta todas las normativas de aplicación.

• Descripción. Los Centros de Transformación PFU, de superficie y maniobra interior (tipo caseta), constan de una envolvente de hormigón, de estructura monobloc, en el interior del cual se incorporan todos los componentes eléctricos, desde la paramenta de MT, hasta los cuadros de BT, incluyendo los transformadores, dispositivos de control e interconexiones entre los diversos elementos. La principal ventaja que presentan estos Centros de Transformación es que tanto la construcción como el montaje y equipamiento interior pueden ser realizados íntegramente en fábrica, garantizando con esto una calidad uniforme y reduciendo considerablemente los trabajos de obra civil y montaje en el punto de instalación. Además, su esmerado diseño permite su instalación tanto en zonas de carácter industrial como en entornos urbanos.


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Figura 25: Centro prefabricado PFU-4

• Envolvente La envolvente de estos centros es de cemento armado vibrado. Se compone de dos partes: una que aglutina el fondo y las paredes, que incorpora las puertas y rejillas de ventilación natural, y otra que constituye el techo. Las piezas construidas en hormigón ofrecen una resistencia característica de 300 kg/cm². Además, disponen de una armadura metálica, que permite la interconexión entre sí y al colector de tierras. Esta unión se realiza mediante manguitos de cobre, dando lugar a una superficie equipotencial que envuelve completamente al centro. Las puertas y rejillas están aisladas eléctricamente, presentando una resistencia de 10 kO respeto a la tierra de la envolvente. Las cubiertas están formadas por piezas de hormigón con inserciones en la parte superior para su manipulación. En la parte inferior de las paredes frontal y posterior se sitúan los orificios de paso para los cables de MT y BT. Estos orificios están semiperforados, realizándose obra la apertura de los cuales sean necesarios para cada aplicación. De igual forma, dispone de unos orificios semiperforados practicables para las salidas a las tierras exteriores. El espacio para el transformador, diseñado para alojar el volumen de líquido refrigerante de un eventual derramamiento, dispone de dos perfiles en forma de "O", que se pueden deslizar en función de la distancia entre las ruedas del transformador.

• Placa piso. Sobre la placa base y a una altura de unos 400 mm se sitúa la placa piso, que se sustenta en una seria de soportes sobre la placa base y en el interior de las paredes, permiten el paso de cables de MT i BT a los cuales se accede a través de unas troneras cubiertas con losetas.

• Accesos. En la pared frontal se sitúan las puertas de acceso de peatones, las puertas del transformador (ambas con apertura de 180º) y las rejillas de ventilación. Todos estos materiales están fabricados en chapa de acero.


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Las puertas de acceso disponen de un sistema de cierre con objeto de garantizar la seguridad de funcionamiento para evitar aperturas intempestivas de las mismas del Centro de Transformación. Para lo cual se utiliza una cerradura de diseño ORMAZABAL que anclan las puertas en dos puntos, uno en la parte superior y otro en la parte inferior. • Ventilación Las rejillas de ventilación natural están formadas por laminas en forma de V invertida, diseñadas para formar un laberinto que evita la entrada de agua de lluvia en el Centro de Transformación y se completa cada rejilla interiormente con un malla mosquitera. • Acabado. El acabado de las superficies exteriores se efectúa con una pintura acrílica rugosa de color blanco en las paredes y marrón en el perímetro de la cubierta o techo, puertas y rejillas de ventilación. • Calidad Estos edificios prefabricados tienen que estar acreditados con el certificado UNESA de acuerdo a la RU 1303A. • Iluminación El equipo va provisto de iluminación conectado y gobernado desde el cuadro de BT, el cual dispone de un interruptor para realizar dicho cometido. • Varios Sobrecargas admisibles y condiciones ambientales de funcionamiento según normativa vigente. • Cimentación Para la ubicación de los Centros de Transformación PFU es necesaria una excavación, de las dimensiones de la cual variaran en función de la solución adoptada para la red de tierras, sobre el fondo de las cuales se extiende una capa de arena compactada y nivelada de 100 mm de espesor.

1.7.9.2. Características detalladas

• Nº de transformadores: 1 • Nº reserva de celdas: 1 • Tipo de ventilación: Normal • Puertas de acceso peatones: 1 puerta de acceso. • Dimensiones exteriores


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Tabla 4: Dimensiones del centro prefabricado PFU-4

Nota: Estas dimensiones son aproximadas en función de la solución adoptada por el anillo de tierras.

1.7.9.3. Instalación eléctrica. La red de la cual se alimenta el Centro de Transformación es del tipo subterráneo, con una tensión de 25 kV, nivel de aislamiento según la MIE-RAT 12, y una frecuencia de 50 Hz. La potencia de cortocircuito en el punto de acometida, según los datos suministrados por la compañía eléctrica, es de 500 MVA, el que equivale a una corriente de cortocircuito de 11,5 kA eficaces.


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1.7.9.4. Características de la paramenta de MT. Características generales de los tipos de paramenta empleados en la instalación:

1.7.9.4.1. Celdas: CGC Las celdas CGC forman un sistema de equipos modulares de reducidas dimensiones para Media Tensión, con una función específica por cada módulo o celda. Cada función dispone de su propia envolvente metálica que alberga una cuba llena de gas SF6, en la cual se encuentran los aparatos de maniobra y el embarrado. La prefabricación de estos elementos, y los ensayos realizados sobre cada celda fabricada, garantizan su funcionamiento en diversas condiciones de temperatura y presión. Su aislamiento integral en SF6 las permite resistir en perfecto estado la polución e incluso la eventual inundación del Centro de Transformación, y reduce la necesidad de mantenimiento, contribuyendo a minimizar los costes de explotación. El conexionado entre los diversos módulos, realizado mediante un sistema patentado, es simple y fiable, y permite configurar diferentes esquemas para los Centros de Transformación con uno o varios transformadores, seccionamiento, medida, etc. La conexión de los cables de acometida y del transformador es igualmente rápida y segura.

Figura 26: Celdas CGC

Línea de entrada/salida

Puente a trafo


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• Base y frente. La rigidez mecánica de la chapa y su galvanizado garantizan la indeformabilidad y resistencia a la corrosión de esta base, que soporta todos los elementos que integran la celda. La altura y diseño de esta base permiten el paso de cables entre celdas sin necesidad de foso. La parte frontal está pintada e incluye en su parte superior la placa de características eléctricas, la mirilla para el manómetro, el esquema eléctrico de la misma y los accesos a los accionamientos del mando. En la parte inferior se encuentran las tomas para las lámparas de señalización de tensión y el panel de acceso a los cables y fusibles. En su interior hay una pletina de cobre a lo largo de toda la celda, permitiendo la conexión a la misma del sistema de tierras y de las pantallas de los cables. • Cuba. La cuba, de acero inoxidable, contiene el interruptor, embarrado y portafusibles, y el gas SF6 se encuentra en su interior a una presión absoluta de 1,3 bares (salvo para celdas especiales usadas en instalaciones a más de 2000 metros de altitud). El sellado de la cuba permite el mantenimiento de los requisitos de operación segura durante toda la vida útil de la celda, sin necesidad de reposición de gas. Para la comprobación de la presión en su interior, se puede incluir un manómetro visible desde el exterior de la celda. La cuba cuenta con un dispositivo de evacuación de gases que, en caso de arco interno, permite su salida hacia la parte trasera de la celda, evitando así su incidencia sobre las personas, cables o la paramenta del Centro de Transformación. El embarrado incluido en la cuba está dimensionado para soportar, además de la intensidad asignada, las intensidades térmica y dinámica asignadas. • Conexión de los cables. La conexión de los cables se realiza desde la parte frontal mediante unos pasa tapas estándar. • Características de la paramenta de Baja Tensión. Cuadros de BT, que tienen como misión la separación en distintas ramas de salida, por medio de fusibles, de la intensidad secundaria de los transformadores.


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1.7.9.4.2. Características descriptivas de las celdas

Tabla 4: Características Constructivas

Figura 27: Características Constructivas


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1.7.9.4.3. Características descriptivas del cuadro de Baja Tensión

El Cuadro de Baja Tensión (CBT), tipo UNESA AC-4 , es un conjunto de paramenta de BT la función de la cual es recibir el circuito principal de BT procedente del transformador MT/BT y distribuirlo en un número determinado de circuitos individuales. La estructura del cuadro AC-4 de PRONUTEC está compuesta por un bastidor de chapa blanca, en el cual se distinguen las siguientes zonas: • Zona de acometida, medida y de equipos auxiliares En la parte superior del módulo AC-4 existe un compartimiento para la acometida al mismo, que se realiza a través de un pasamuros tetrapolar, evitando la penetración del agua al interior. Dentro de este compartimiento, existen cuatro platinas deslizantes que hacen la función de seccionador. El acceso a este compartimiento es por la vía de una puerta abisagrada en dos puntos. Sobre ella se montan los elementos normalizados por la compañía suministradora. • Zona de salidas Está formada por un compartimiento que aloja exclusivamente el embarrado y los elementos de protección de cada circuito de salida. Esta protección se encomienda a fusibles de la intensidad máxima más adelante citada, dispuestos en bases trifásicas pero maniobradas fase a fase, pudiéndose realizar las maniobras de apertura y cierre en carga.

1.7.9.4.4. Características del material vario de Media Tensión y Baja Tensión El material vario del Centro de Transformación es aquel que, aunque forma parte del conjunto del mismo, no se ha descrito en las características del equipo ni en las características de la paramenta. • Interconexiones de MT Puentes MT Transformador : Cables MT 18/30 kV Cables MT 18/30 kV del tipo RHZ11, unipolares, con conductores de sección y material 1x150 mm2 Al. La terminación al transformador es ELASTIMOLD de 36 kV del tipo cono difusor y modelo OTK. En el otro extremo, en la celda, es ELASTIMOLD de 36 kV del tipo enchufable con codo y modelo M-400-LR


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• Puentes BT Transformador Puentes transformador-cuadro Juego de puentes de cables de BT, de sección y material 1x150 mm2 Al (Etileno-Propileno) sin armadura, y todos los accesorios para la conexión, formados por un grupo de cables en la cantidad 3 fases + 1 neutro.

• Defensa de transformadores: Defensa de Transformadores: Protección física transformador Protección metálica para defensa del transformador.

• Equipos de iluminación: Iluminación Edificio de Transformación: Equipo de Iluminación. Equipo de alumbrado que permita la suficiente visibilidad para ejecutar las maniobras y revisiones necesarias en los centros. Equipo autónomo de alumbrado de emergencia y señalización de la salida del local.

• Medida de la energía eléctrica Al tratarse de un Centro de Distribución público, no se efectúa medida de energía en MT. • Relees de protección, automatismos y control Este proyecto no incorpora automatismos ni relees de protección.


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1.7.9.5. El transformador

El transformador elegido para el Centro de Transformación, es un transformador en baño de aceite gama integral serie 35 kV de la marca MERLIN GERIN, con una potencia de 250 kVA

Figura 28: Transformador en aceite MERLIN GERIN La gama está constituida por transformadores según las siguientes especificaciones: § Transformadores trifásicos, 50 Hz, para instalación en interior o exterior

indistintamente. § En baño de aceite. § Refrigeración natural de tipo:

o ONAN (aceite), KNAN (silicona). § Herméticos y de llenado integral. § Gama de potencias de 25 a 2500 kVA. § Nivel de aislamiento hasta 36 kV. § Devanados AT/BT en aluminio o cobre. § Devanado BT:

o Hasta 160 kVA inclusive, formados por una sola bobina construida en hélice, con conductor de sección rectangular aislado con papel.

o A partir de 160 kVA, arrollamientos en espiral, con conductor en banda aislado con papel epoxy entre espiras.

§ Devanado AT: o Bobinado directamente sobre el arrollamiento BT. o Bobinado tipo continuo por capas, intercalando aislante y canales de

refrigeración. § Circuito magnético de chapa de acero al silicio de grano orientado, laminada en

frío y aislada por carlite. § Aislamiento clase A. § Tapa empernada sobre cuba. § La protección superficial se realiza por un revestimiento de poliéster, aplicado

después de un tratamiento superficial adecuado de la chapa reforzando la adherencia y asegurando una protección anticorrosiva óptima.


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§ Acabado en color tipo 8010-B10G según UNE 48103, denominado “azul verdoso muy oscuro”.

§ Régimen de funcionamiento normal: o Altitud inferior a 1000 metros. o Temperatura ambiente máxima: 40 oC. o Calentamiento arrollamientos/aceite inferior a 65/60 K.

1.7.9.5.1. Normas La construcción del transformador está regulada según la norma UNE 21428.

1.7.9.5.2. Equipo de base § Conmutador de 5 posiciones para regulación, enclavable y situado en la tapa

(maniobrable con el transformador sin tensión); este conmutador actúa sobre la tensión más elevada para adaptar el transformador al valor real de la tensión de alimentación.

§ 3 bornes MT según norma UNE 20176. § 4 bornes BT según norma UNE 20176. § 2 cáncamos de elevación y desencubado. § Placa de características. § Orificio de llenado con rosca exterior M40 _ 1,5, provisto de tapa roscada. § Dispositivo de vaciado y toma de muestras en la parte inferior de la cuba. § 4 ruedas bidireccionales orientables a 90o atornilladas sobre dos perfiles en el

fondo de la cuba, para transformadores de potencia superior o igual a 50 kVA. § 2 tomas de puesta a tierra, situadas en la parte inferior, con tornillo M10, § resistente a la corrosión. § Una funda para alojar un termómetro.

1.7.9.5.3. Accesorios opcionales Se pueden incorporar, como opción, los siguientes accesorios: § 3 bornes enchufables MT (partes fijas), según norma UNE 21116. § Pasabarras BT para transformadores de 250 a 1000 kVA. § Armario de conexiones. § Cajas cubrebornes de AT y/o BT. § Dispositivos de control y protección:

o Relé de protección. o Temómetro de esfera de dos contactos.

1.7.9.5.4. Ensayos El transformador ha sido sometido a los siguientes ensayos denominados de rutina o individuales:

§ Ensayos de medidas:

o Medida de la resistencia óhmica de arrollamientos. o Medida de la relación de transformación y grupo de conexión. o Medida de las pérdidas y de la corriente de vacío. o Medida de las pérdidas debidas a la carga. o Medida de la tensión de cortocircuito.


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§ Ensayos dieléctricos: o Ensayo por tensión aplicada a frecuencia industrial. o Ensayo por tensión inducida.

§ Ensayos de tipo: o De calentamiento. o Con impulso tipo rayo. o Nivel de ruido. o De características del aceite.


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1.7.10. Puesta a tierra.

Respecto a la puesta a tierra el RD 1663/2000, donde se fijan las condiciones técnicas para la conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de BT, la puesta a tierra se realizará de forma que no altere la de la compañía eléctrica distribuidora, con el fin de no transmitir defectos a la misma. La rigidez dieléctrica de ésta separación galvánica será como mínimo de 2500V. Asimismo, 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. Por ello, se realizará una única toma de tierra conectando directamente a la barra principal de tierra de la instalación, tanto la estructura soporte del generador fotovoltaico, como la borna de puesta a tierra del inversor, con el fin de no crear diferencias de tensión peligrosas para las personas. Se ha realizado la lectura del valor de la resistividad del terreno con la ayuda de un telurómetro cuyo valor es 150 O·m. Para la correcta derivación de las faltas o corrientes no deseadas, las líneas de puesta a tierra cumplirán con las siguientes condiciones: Formar una línea eléctricamente continua sin intercalar seccionadores, fusibles o interruptores. Únicamente se podrá instalar un elemento de desconexión manual en los puntos de puesta a tierra que permita medir la resistencia de puesta a tierra. La ITC-BT-40, las centrales de instalaciones generadoras deberán estar provistas de sistema 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. Toda instalación eléctrica debe disponer de una protección o instalación de tierra diseñada de forma que, en cualquier punto accesible del interior o exterior de la misma donde las personas puedan circular o permanecer, éstas queden sometidas como máximo a las tensiones de paso y contacto, durante cualquier defecto en la instalación eléctrica El procedimiento para realizar la instalación de tierras será el siguiente: • Investigación de las características del suelo. • Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo

correspondiente de eliminación del defecto. • Diseño preliminar de la instalación de tierra. • Cálculo de la resistencia del sistema de tierra. • Cálculo de las tensiones de paso en el exterior y en el acceso al CT. • Comprobar que las tensiones de paso en el exterior y en el acceso son inferiores a

los valores máximos definidos en la ITC 18 del RBT. • Investigación de las tensiones transferibles al exterior por tuberías, raíles, vallas,

conductores de neutro, blindajes de cables, circuitos de señalización y de los puntos especialmente peligrosos, y estudio de las formas de eliminación o reducción.

• Corrección y ajuste del diseño inicial estableciendo el definitivo.


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Una vez construida la instalación de tierra, se harán comprobaciones y verificaciones in situ. El sistema de tierras estará formado por varios electrodos de Cu en forma de varilla y por el conductor que los une. Dicho conductor, que también será de Cu, tendrá una resistencia mecánica adecuada y ofrecerá una elevada resistencia a la corrosión. Los empalmes y uniones con los electrodos deberán realizarse con medios de unión apropiados que, aseguren la permanencia de la unión, no experimenten al paso de la corriente calentamientos superiores a los del conductor y estén protegidos contra la corrosión galvánica. Se instalarán dos circuitos de puesta a tierra independientes que deberán estar separados una distancia de 7.16 m.

1.7.10.1. Tierra de protección Todas las partes metálicas no unidas a los circuitos principales de todos los aparatos y equipos instalados en el Centro de Transformación se unen a la tierra de protección: envolventes de las celdas y cuadros de BT rejillas de protección, carcasa de los transformadores, etc. , así como la armadura del edificio (si este es prefabricado). No se unirán, por el contrario, las rejillas y puertas metálicas del centro, si son accesibles desde el exterior. La P.A.T (Puesta a Tierra ) de protección según Anexo de “Cálculos, tendrá una configuración en anillo rectangular, con 8 picas de 2 m, y una resistencia de puesta a tierra de 12.75 O.

1.7.10.2. Tierra de servicio Con objeto de evitar tensiones peligrosas en BT, debido a faltas en la red de MT, el neutro del sistema de BT se conecta a una presa de tierra independiente del sistema de MT, de tal forma que no exista influencia en la red general de tierra, para lo cual se emplea un cable de cobre aislado. La configuración de la P.A.T de servicio, según el Anexo “Cálculos”, será de 3 picas alineadas de 2 m de profundidad, separadas 3 m entre si, y cuyo valor será 20,25 O.

1.7.10.3. Puesta a tierra de las masas y dispositivos de corte por intensidad de defecto.

La intensidad de defecto, umbral de desconexión de los interruptores diferenciales, será como máximo de 300 mA y la resistencia de puesta a tierra, medida en la puesta en servicio de la instalación, será como máximo de 30 O. También se admitirán interruptores diferenciales de intensidad máxima de 500 mA o 1 A, siempre que la resistencia de puesta a tierra medida en la puesta en servicio de la instalación sea inferior o igual a 5 O y a 1 O, respectivamente. En cualquier caso, la máxima resistencia de puesta a tierra será tal que, a lo largo de la vida de la instalación y en cualquier época del año, no se puedan producir tensiones de contacto mayores de 24 V en las partes metálicas accesibles de la instalación (soportes, cuadros metálicos, etc.). La puesta a tierra de los soportes se realizará por conexión a una red de tierra común para todas las líneas que partan del mismo cuadro de protección, medida y control. En las redes de tierra, se instalará como mínimo un electrodo de puesta a tierra cada 5 soportes de luminarias, y siempre en el primero y en el último soporte de cada línea. Los conductores de la red de tierra que unen los electrodos deberán ser:


40

§ Desnudos, de cobre, de 35 mm² de sección mínima, si forman parte de la propia red de tierra, en cuyo caso irán por fuera de las canalizaciones de los cables de alimentación.

El conductor de protección que une cada soporte con el electrodo o con la red de tierra, será de cable unipolar aislado, de tensión asignada 450/750 V, con recubrimiento de color verde-amarillo, y sección mínima de 16 mm² de cobre. Todas las conexiones de los circuitos de tierra se realizarán mediante terminales, grapas, soldadura o elementos apropiados que garanticen un buen contacto permanente y protegido contra la corrosión. 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.

1.7.11. Iluminación Para el proyecto fotovoltaico, se plantea la posibilidad de adecuar la instalación con un nivel de iluminación óptimo para poder realizar las labores de mantenimiento o reparación adecuados para su uso. Para ello, nos disponemos a dar iluminación tanto al cuarto donde se instalará los elementos de protección así como del campo solar.

1.7.11.1. Iluminación Exterior

En el anexo “Calculos”, hemos realizado los cálculos lumínicos para conocer el número medio de puntos de luz que debemos colocar en el campo solar, como conclusión tenemos 58 luminarias con una potencia cada una de 81W. Según la ITC-BT-09, establece que las líneas de alimentación a puntos de luz con lámparas o tubos de descarga estarán previstas para transportar la carga debida a los propios receptores y a sus elementos asociados, a sus corrientes armónicas de arranque y desequilibrio de fases. Como consecuencia, la potencia aparente mínima de VA se considera 1,8 veces la potencia en vatios de las lámparas o tubos de descarga. Además de lo indicado, el factor de potencia de cada punto de luz deberá corregirse hasta un valor mayor o igual a 0,9. La máxima caída de tensión entre el origen de la instalación y cualquier otro punto de la misma será menor o igual al 3 %. Para analizar las protecciones, secciones y caída de tensión, nos hemos ayudado del programa de cálculo de ABB D.O.C. Win, que nos proporciona todos los datos cumpliendo con el Reglamento de B.T. A continuación, indicamos la siguiente tabla resumen:


41

Circuito Nº luces

Potencia [VA]

Sección [mm2] % ?U Protección

magneto-termica Protección diferencial

Luz exterior 1 4 341 2x(1x6)+1G6 0.6 S 262 C10 F362 25A 30mA











Tabla 5: Resumen de los cálculos.

S 262 C10 F362 25A 30mA

Figura 28: Protección de las luminarias.

El control de la instalación se realizará de manera automática, es decir, se instalará un reloj horario que permita mantener la iluminación apagada durante las horas de sol. A continuación se indica las diferentes curvas de disparo de los interruptores, y para nuestro caso, utilizaremos los Standard, la curva de disparo B


42


43

1.7.11.2. Iluminación Interior

Al igual que en el caso anterior, para la iluminación interior utilizaremos el programa de ABB D.O.C. Win, que según los cálculos obtenidos en el anexo “Calculos” necesitamos 9 luminarias de 65 W cada una. En la siguiente tabla, queda resumido los valores obtenidos con el programa.

Circuito Nº luces

Potencia [VA]

Sección [mm2]

% ? U

Protección magneto-térmica

Protección diferencial

Luz interior 9 1053 2x(1x1.5)+1G1.5 0.17 S 262 C10 F362 25A 30mA

Tabla 6: Resumen de los cálculos.

1.7.11.3. Iluminación de emergencia Como se indica en los anexos, se instalarán tres luminarias de emergencia, que cumplen con las siguientes consideraciones: § Proporciona una iluminancia de un lux como mínimo, en el nivel del suelo en los

recorridos de evacuación. § La iluminancia mínima de 5 lux en los puntos donde están situados los equipos de

las instalaciones de protección contra incendios que exijan utilización manual, y en los cuadros de distribución del alumbrado.

§ La uniformidad de la iluminación en los distintos puntos de cada zona es tal que el cociente de la iluminancia máxima y la mínima es menor que 40.

§ Los niveles de iluminación establecidos deben obtenerse considerando nulo el factor de reflexión de paredes, techos y suelos, y teniendo en cuenta un factor de mantenimiento que englobe la reducción del rendimiento luminoso debido a la suciedad de las luminarias, y al envejecimiento de las lámparas. El factor escogido ha sido 0.8, que es un valor estándar para este tipo de luminarias


44

1.7.12. Estructura

1.7.12.1. Estructura del campo solar fijo. Como se ha indicado en el documento “cálculos”, la inclinación de la estructura es de 35º, y las medidas del módulo solar son, 1480x985 mm. Por lo que la estructura tendrá las siguientes medidas:

Figura 29: Medidas de la estructura El perfil seleccionado para soportar el peso de los módulos fotovoltaicos, y los esfuerzos producidos por el empuje del viento, queda indicado en la siguiente figura:

Figura 30: Detalle Isométrico del perfil metálico de la estructura


45

1.7.12.1.1. Fijación de los módulos Para la fijación de los módulos, se utilizará un tipo de carril HILTI colocado longitudinalmente a lo largo de toda la estructura. Éste tipo de carril, permite colocar elementos de fijación a lo largo de toda su longitud, por lo que para fijar los módulos a la estructura es un elemento que nos ahorra tiempo y facilidad de montaje.

Figura 31: Carril HILTI ML-C-30

Figura 32: Detalle de la grapa de fijación

Figura 33: Detalle de tornillo-tuerca


46

1.7.12.2. Estructura del campo de seguimiento solar

La garantía del seguidor solar TETRA TRACK 60, garantiza que el seguidor solar, es capaz de soportar el peso de las placas, y por lo tanto no es necesario realizar un análisis de su estructura.

Figura 34: Detalle de la estructura del seguidor solar


47

Datos Energéticos

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

Enero

Febre

roMarz

oAb

rilMayo

Junio Ju

lioAgo

sto

Septiem

breOctu

bre

Noviem

bre

Diciembre

Ene

rgía

[kW

h]

Energía generada campo solar fijo (kWh) Energía generada seguidor solar (kWh)

1.7.13. Análisis de la Viabilidad del proyecto. Para poder analizar la viabilidad del proyecto, previamente se realiza un estudio estimado de la producción del mismo. Para conocer de manera estimada, ya que no podemos asegurar con exactitud la producción diaria, ya que no todos los días del año hace sol o existe más cantidad de nubes que impidan la entrada de la radiación solar con más intensidad, hemos utilizado el programa Solar Design Studio 6.0, éste software, registra una base de datos con variables exactas recogidas durante años por el centro meteorológico de la NASA, y que obtiene unos resultados similares de los datos que hemos obtenidos a través de la web del “meteocat”. Como resumen a la producción obtenida,

Tabla7: Producción estimada

Figura 35: Gráfica de la producción

Energía generada campo solar fijo

(kWh)

Energía generada

seguidor solar (kWh)

% de ganancia con seguidor

solar

Enero 4.569 6.077 24,81 Febrero 5.087 6.605 22,98 Marzo 6.630 9.256 28,37 Abril 6.443 9.522 32,34 Mayo 6.969 10.596 34,23 Junio 7.390 11.369 35,00 Julio 7.992 12.419 35,65 Agosto 7.255 10.868 33,24 Septiembre 6.437 8.988 28,38 Octubre 6.165 8.111 23,99 Noviembre 5.117 6.423 20,33 Diciembre 3.944 5.288 25,42


48

Como conclusión, podemos decir, que anualmente la instalación podrá generar un total de 179,52 MWh. Según los cálculos obtenidos en el anexo “Cálculos”, podemos afirmar que el proyecto es viable, pero el elevado precio de la instalación es un handicap a tener en cuenta. Hoy día, el precio del vatio pico [Wp], suele rondar sobre los 3,4 € y los 3,7 € según el tipo de panel y su rendimiento. Teniendo en cuenta que un panel solar tiene un rendimiento del orden del 12 %, hace que la viabilidad esté al límite de la rentabilidad.

1.7.13.1. Otras tecnologías a tener en cuenta

El grupo de investigación de la Universidad de Cádiz "Simulación, Caracterización y Evolución de Materiales", junto con investigadores de la Universidad Pablo de Olavide, llevan a cabo un estudio por la mejora de una alternativa más económica a las habituales placas solares de semiconductor de Silicio. Las nuevas placas solares llamadas fotoelectroquímicas o DSSC utilizan como semiconductor el Dióxido de Titanio, mucho más económico. El campo de la caracterización de la energía solar, es un área en la que este grupo de investigación lleva trabajando varios años. El aprovechamiento de la energía solar como energía eléctrica, comúnmente conocida como energía solar fotovoltaica es el beneficio de forma directa por parte del humano de la luz del sol, algo que aun está todavía por desarrollar. Hoy en día, la inmensa mayoría de las células solares fotovoltaicas que se comercializan, utilizan un efecto fotoeléctrico interno denominado semiconducción. El semiconductor habitualmente utilizado por su buena eficiencia en el aprovechamiento de la energía solar es el Silicio, pero se trata de una sustancia de un elevado coste debido al elevado grado de pureza que precisa. La exploración de otras alternativas para abaratar el coste de fabricación de placas solares, es algo en lo que este grupo de investigación gaditano ha estado trabajando desde hace varios años. La base de la fotografía química más ancestral tiene algo que ver con el nuevo semiconductor utilizado para conseguir nuevas placas solares fotovoltaicas más económicas. Se trata del Dióxido de Titanio, un semiconductor económicamente muy accesible y obtenido con una elevada pureza. El único problema que presenta esta sustancia es que en su estado básico sólo puede absorber la radiación ultravioleta, la cual es una mínima parte de la recibida por el Sol. Para solventarlo se asocia un colorante al semiconductor, que puede ser de origen natural o artificial. Las ventajas que ofrecen estos dispositivos solares no son sólo su menor coste de fabricación, sino que también su transparencia les da la posibilidad de captar la luz desde diferentes ángulos, y además tienen una mayor posibilidad de incorporación en la estructura arquitectónica de los edificios.


49

1.7.14. Planificación

MESES DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS

1 2 3 Confección y colocación estructuras y seguidores solares Colocación de los módulos Confección de los cuadros de protección de cada subgrupo Colocación de los cuadros y tendido eléctrico Colocación de la iluminación exterior y tendido eléctrico Adecuación de la sala de protecciones Apertura de zanja y Montaje e Instalación del CT Colocación alumbrado de emergencia Conexionado de todos los dispositivos Dirección y Control de Obra por parte Ingeniería

No se puede dar un plazo aproximado del tiempo que pueda existir desde la finalización de las obras hasta la conexión de la instalación a la red de FECSA-Endesa, ya que éste puede variar según las necesidades y permisos.

1.7.15. Puesta en marcha y funcionamiento

1.7.15.1. Condiciones previas Previamente a la petición de conexión de la instalación fotovoltaica, el promotor deberá presentar la siguiente documentación: § Certificado de la EIC (Entidad de inspección y Control) acreditativo, que la

instalación cumple con lo indicado en el RD 1663/2000, especialmente en el que hace referencia a protección y seguridad de personas y de la instalación.

§ Acta de puesta en marcha de la instalación. En un plazo no superior a 10 días se efectuará la primera verificación de la instalación.

1.7.15.2. Primera verificación Implica la revisión del equipo de medida, precintado y toma de lectura inicial.

1.7.15.3. Puesta en servicio Una vez realizada la primera verificación, si el informe es favorable, FECSA autorizará la interconexión de la instalación a la red electrica.


50

1.7.16. Resumen del presupuesto La realización del proyecto fotovoltaico, asciende a la cantidad de:

El Técnico, En Tarragona, septiembre de 2006 Sergio Morató Moreno Ingeniero Técnico Eléctrico

RESUMEN DE PRESUPUESTO Capitulo Resumen Importe %

C_01 CAMPO FOTOVOLTAICO………….…………………………………….. 488.934,58 € 91,48

C_02 INSTALACIÓN EN BT……………………..……...…………………….. 13.660,14 € 2,56

C_03 ILUMINACIÓN……………………..……...…………………….. 6.962,50 € 1,30

C_04 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN……….……..………………………….. 24.931,86 € 4,66

TOTAL EJECUCIÓN MATERIAL 534.489,08 € 13,00 % Gastos Generales……………… 69.483,58 €

6,00 % Beneficio Industrial………………. 32.069,34 €

SUMA D.G. I B.I. 101.552,93 €

16,00 % I.V.A……………………………… 85518,25 85.518,25 €

TOTAL PRESUPUESTO CONTRATA 721.560,26 €

TOTAL PRESUPUESTO GENERAL 721.560,26 € Sube el presupuesto general la dicha cantidad de:

SETECIENTOS VEINTIUN MIL QUINIENTOS SESENTA Euros con VENTISEIS centimos

Diseño de una Central Fotovoltaica de 100 kW 2. Anexos

1


- Documento 2. ANEXO DE CÁLCULOS


Septiembre de 2006


2

ANEXOS

2.0. Indice

2.1.Documentación de partida..........................................................................................5

2.2.Calculos ..........................................................................................................................6

2.2.1.Estudio Eléctrico Fotovoltaico ............................................................................6

2.2.1.1.Materiales Seleccionados ................................................................................6

2.2.1.1.1.Inversor .....................................................................................................6

2.2.1.1.2.Módulo Fotovoltaico ................................................................................7

2.2.1.2.Dimensionado del SubGenerador I Fotovoltaico ...........................................8

2.2.1.2.1.Número máximo de módulos por ramal .................................................8

2.2.1.2.2. Número mínimo de módulos por ramal...............................................10

2.2.1.2.3. Número de ramales en paralelo ............................................................11

2.2.1.3. Dimensionado del SubGenerador II Fotovoltaico ......................................11

2.2.1.3.1.Número máximo de módulos por ramal ...............................................11

2.2.1.3.2.Número mínimo de módulos por ramal................................................11

2.2.1.3.3.Número de ramales en paralelo .............................................................11

2.2.1.4.Conclusión ......................................................................................................11

2.2.1.4.1.Campo solar fijo .....................................................................................11

2.2.1.4.2.Campo seguimiento solar ......................................................................12

2.2.2. Cálculos en Baja Tensión..................................................................................13

2.2.2.1.Formulas generales ........................................................................................13

2.2.2.2. Sección del cableado por ramal....................................................................14

2.2.2.3. Sección del cable principal de corriente continua.......................................17

2.2.2.4. Sección de la línea de enlace de B.T. ..........................................................21

2.2.2.4.1.Criterio de la intensidad máxima admisible o de calentamiento.........21

2.2.2.4.2.Criterio de la caída de tensión ...............................................................21

2.2.2.4.3. Criterio de la intensidad de cortocircuito. ...........................................23

2.2.3. Punto de Conexión. ............................................................................................25

2.2.3.1. Selección del Transformador .......................................................................25

2.2.3.2.Intensidad lado de A.T. ..................................................................................26

2.2.3.3.Intensidad lado de B.T. ..................................................................................26

2.2.3.4.Cortocircuitos .................................................................................................27

2.2.3.4.1.Observaciones ........................................................................................27


3

2.2.3.4.2. Calculo de las intensidades de cortocircuito. ......................................27

2.2.3.4.3. Cortocircuito en el lado de Media tensión...........................................28

2.2.3.4.4. Cortocircuito en el lado de Baja tensión..............................................28

2.2.3.4.5. Dimensionado del embarrado...............................................................28

2.2.3.4.6. Comprobación por densidad de corriente ............................................28

2.2.3.4.7. Comprobación por solicitación electrodinámica.................................29

2.2.3.4.8. Comprobación por solicitación térmica ...............................................29

2.2.3.4.9. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos ...................................29

2.2.3.4.10. Dimensionado de los puentes de MT.................................................30

2.2.3.4.11. Comprobación de la intensidad de cortocircuito...............................31

2.2.3.4.12. Dimensionado de la ventilación del Centro de Transformación...... 31

2.2.3.4.13. Dimensionado del pozo apagafuegos ................................................ 32

2.2.3.5. Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra. ...........................................32

2.2.3.5.1. Investigación de las características del suelo ......................................32

2.2.3.5.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo correspondiente a la eliminación del defecto............................32

2.2.3.5.3. Calculo de la resistencia del sistema de tierra .....................................33

2.2.3.5.4. Calculo de las tensiones de paso al interior de la instalación.............36

2.2.3.5.5. Calculo de las tensiones de paso al acceso de la instalación.............37

2.2.3.5.6. Calculo de las tensiones de paso al exterior de la instalación ............38

2.2.3.6. Calculo de las tensiones aplicadas. ..............................................................38

2.2.3.6.1. Centre de transformación......................................................................38

2.2.3.7. Investigación de las tensiones transferibles al exterior. .............................40

2.2.3.8. Corrección y ajuste del diseño inicial..........................................................41

2.2.4. Linea Subterranea de MT.................................................................................42

2.2.4.1. Características principales de la línea ..........................................................42

2.2.4.2. El conductor ..................................................................................................42

2.2.4.3. Intensidad admisible .....................................................................................43

2.2.4.3.1. Condiciones tipo de instalación enterrada...........................................44

2.2.4.4. Intensidad de cortocircuito admisible en los conductores..........................44

2.2.5. Iluminación.......................................................................................................49

2.2.5.1. Iluminación interior. .....................................................................................49

2.2.5.1.1. Normativa de aplicación .......................................................................49

2.2.5.1.2. Principales aspectos en iluminación de interiores...............................49

2.2.5.1.3. Cálculos necesarios para el alumbrado interior ..................................52


4

2.2.5.1.4. Proceso de cálculo .................................................................................54

a) Iluminación de la sala de control .................................................................55

2.2.5.2. Alumbrado exterior.......................................................................................59

2.2.5.2.1. Hipótesis de cálculo ..............................................................................59

2.2.5.2.2. Cálculo alumbrado exterior ..................................................................59

2.2.5.3. Cálculo alumbrado de emergencia ...............................................................66

2.2.5.3.1. Programa Daisalux. Iluminación de emergencia ................................66

2.2.6. Estudio de la Radiación Solar .......................................................................70

2.2.6.1. La Radiación Solar ........................................................................................70

2.2.6.2. Terminologia .................................................................................................70

2.2.6.3. Distribución de la radiación solar ................................................................71

2.2.6.3.1. Radiación solar directa y difusa ...........................................................74

2.2.6.4. Geometria solar .............................................................................................76

2.2.6.4.1. Recorrido óptico de la radiación solar .................................................77

2.2.6.5. lrradiancia en superficies inclinadas ............................................................78

2.2.6.6. Horas de sol pico ...........................................................................................79

2.2.6.7. El movimiento Solar .....................................................................................80

2.2.6.8. Cálculo de las sombras .................................................................................82

2.2.6.8.1. Altura Solar a ........................................................................................85

2.2.6.8.2. Ángulo de inclinación del módulo .......................................................86

2.2.6.8.3. Separación entre filas ............................................................................87

2.2.7. Producción Energética ...................................................................................88

2.2.8. Estudio de Viabilidad .....................................................................................90

2.2.8.1. Ayudas ...........................................................................................................90

2.2.8.2. Primas ............................................................................................................90

2.2.8.3. Rentabilidad Económica...............................................................................91

2.2.8.3.1. Datos de partida.....................................................................................92

2.2.8.3.2. Cálculos financieros..............................................................................92

2.2.8.3.3. Conclusiones .........................................................................................97

2.2.9. Estudio Estructural.........................................................................................98

2.2.9.1. Seguidor Solar ...............................................................................................98

2.2.9.1.1. Cimentaciones .......................................................................................98

2.2.9.2.Campo Solar Fijo ...........................................................................................98

2.2.9.2.1. Cimentaciones .....................................................................................100


5

En éste documento de anexos, se incorporan todos los cálculos realizados para el diseño de la instalación, así como los datos obtenidos de los programas de cálculo utilizados.

2.1. Documentación de partida

En el marco legislativo para la regulación de las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectada a red, existen las siguientes normativas:

• Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión • Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, que establece los principios de un modelo de

funcionamiento basado en la libre competencia, impulsando a su vez el desarrollo de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial RD 2818/1998 sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración.

• RD 2224/98 que establece el certificado de profesionalidad de la ocupación de instalador de sistemas fotovoltaicos y eólicos.

• RD 2818/1998 sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración.

• RD 1663/2000 sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de distribución.

• RD 3490/2000 en el que fija el coste de la 1ª verificación de la instalación fotovoltaica conectada a red.

• Resolución de la Dirección General de política energética y Minas en las que se estable el modelo de contrato y factura, así como el esquema unificar de una instalación fotovoltaica conectada a red. (BOE nº 148, 21/06/2001)

• RD 841/2002, de 2 de agosto, por el que se regula para instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de información de sus previsiones de producción, y la adquisición por los comercializadores de su energía eléctrica producida.

• RD 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento electrotécnico para Baja Tensión.

• Normas UNE • Normas técnicas y administrativas y regionales • Otra normativa


6

2.2. Cálculos En éste apartado del proyecto se plantea realizar el estudio de cada una de las partes en las que está dividido el proyecto y que son:

2.2.1. Estudio Eléctrico Fotovoltaico

2.2.1.1. Materiales Seleccionados

2.2.1.1.1. Inversor El inversor seleccionado es el SOLAR MAX 60 o también llamado por otros fabricantes SPUTNICK 60. Entre sus características más importantes se encuentra: § Inversor senoidal PWM compacto § Máxima eficiencia § Eficiencia MPP sobre el 99 % § Relación precio/calidad altamente competitivo § Peso ligero y diseño compacto § Apropiado para instalaciones en lugares desprovistos de

calefacción § Garantía de hasta 20 años § Opción MaxControl para la identificación automática de

desperfectos y análisis de los datos de funcionamiento § Certificación TÜV Rheinland “DE TIPO APROBADO”

Como especificaciones Técnicas:

Figura 1: Ilustración del Inversor


7

Tabla 1: Características Técnicas del inversor

2.2.1.1.2. Módulo Fotovoltaico Campo Solar Fijo Marca: MSK CORPORATION Modelo: TP156-190 § Características más representativas:

Módulo de Silicio policristalino, con un rendimiento de las células del 14,6% de eficiencia.

§ Características Eléctricas:

Tabla 2: Características Técnicas del módulo

Valor

Toleráncia

Salida Potencia 190 W 95% or over V PMP 26.5 V I PMP 7.18 A Vo 33 V ±10 % Icc 8.08 A 95% or over

Valor

Toleráncia

Coef. Temperatura Vo -2.12 mV/ºC Icc +2.4mA/K Máxima salida -.43 %/K

Figura 2: Modulo FV Policristalino


8

Campo Seguimiento Solar Marca: SUNTECH Modelo: STP190S-18/ Ub § Características más representativas:

Módulo de Silicio monocristalino, con un rendimiento de las células del 16.2 % de eficiencia.

§ Características Eléctricas:

Tabla 3: Características Técnicas del módulo

2.2.1.2. Dimensionado del SubGenerador I Fotovoltaico

2.2.1.2.1. Número máximo de módulos por ramal El valor máximo de la tensión de entrada al inversor corresponde a la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico cuando la temperatura del módulo es mínima. La temperatura del módulo mínima corresponde con una temperatura ambiente mínima, que definimos como -5ºC y una irradiancia mínima de 100W/m2.

Valor

Toleráncia

Salida Potencia 190 W 95% or over V PMP 26.2 V I PMP 7.25 A Voc 32.8 V ±10 % Icc 7.82 A 95% or over

Valor

Toleráncia

Coef. Temperatura Voc -2.6 mV/ºC Icc +3.1 mA/K Máxima salida -.5 %/K

Figura 3: Modulo FV monocristalino


9

Temperatura del módulo en éstas condiciones:

Tp = Ta + TONC- 20 · I (1.1) Donde: Tp Temperatura del módulo [ºC] Ta Temperatura ambiente [-5 ºC] TONC Temperatura nominal de funcionamiento de la célula [45 ºC] I Irradiáncia [100 W/m2] En un día de invierno soleado puede ocurrir que el inversor se pare, por ejemplo debido a un fallo en la red y que al volverse a encender puede darse una tensión en circuito abierto alta en el generador y por ello el inversor no arranque. Por éste motivo la tensión en circuito abierto del generador fotovoltaico debe ser siempre inferior a la tensión máxima de entrada en el inversor. De lo contrario el inversor además de no funcionar se podría averiar. Por éste motivo el número máximo de módulos por ramal conectados en serie se determina como el cociente entre la tensión máxima de entrada del inversor y la tensión en circuito abierto del módulo a su temperatura mínima, que aplicando la fórmula anterior obtenemos el valor de -1,8ºC. Según los datos de características de las placas solares, el coeficiente de variación de la tensión con la temperatura es -2,12mV/ ºC.

Uca (Tmin) = Uca (STC) – [(25 ºC +Tp) · ? V] (1.2) Donde: Uca Tensión en circuito abierto del módulo [V] ?V Variación de la tensión [mV/ ºC]

Uca (-1.8ºC) = 33.06V El número máximo de módulos por ramal corresponde a :

N max = Umax (inv) (1.3) Uca (Tmin)

Donde: Umax Valor de tensión máxima de entrada en el inversor. [V] Uca Valor de la tensión en circuito abierto a la temperatura mínima. [V]

800


10

El valor obtenido al aplicar la fórmula corresponde a 24,2 módulos, que ajustamos a 24 módulos, para asegurarnos que no sobrepasamos la tensión máxima de entrada al inversor.

2.2.1.2.2. Número mínimo de módulos por ramal El número mínimo de módulos por ramal viene limitado por la tensión mínima de entrada al inversor y la tensión en el punto de máxima potencia del módulo a una temperatura aproximada de 70ºC. El valor mínimo de la tensión de entrada al inversor debe ser menor o igual que la tensión de máxima potencia mínima del generador fotovoltaico que corresponde cuando la temperatura del módulo es máxima. Cuando la tensión en el punto de máxima potencia del generador está por debajo de la tensión de entrada mínima del inversor en la que éste actúa como seguidor del punto de máxima potencia el inversor no será capaz de seguir el punto de máxima potencia del generador fotovoltaico o incluso, en el peor de los casos que se apague.

UPMP (Tmax) = UPMP (STC) + [(Tmax-25ºC) ·? V] (2.1) Donde: UPMP (STC) Tensión de máxima potencia del módulo [V] ?V Variación de la tensión [mV/ ºC] Obtenemos como resultado UPMP (70ºC) = 26,4V El número mínimo de módulos por ramal corresponde a :

N min = U PMP (inv) (2.2)

U PMP (Tmax) Donde: U PMP (inv) Tensión mínima de seguimiento del punto de máxima

potencia [V] U PMP (70ºC) Valor de la tensión de máxima potencia a la temperatura

máxima del módulo [V] El valor obtenido al aplicar la fórmula corresponde a 18.2 módulos, que ajustamos a 19 módulos, para asegurarnos que no trabajamos con tensiones dentro de los rangos de máxima potencia.


11

2.2.1.2.3. Número de ramales en paralelo

El número de ramales en paralelo debe cumplir que la corriente de cortocircuito máxima de un ramal por el número de ramales conectados en paralelo sea menor que la corriente máxima admisible de entrada al inversor.

N ramales = Imax (inv) (3.1) Icc (ramal)

Donde: Imax (inv) Intensidad máxima de entrada al inversor [A] Icc (ramal) Intensidad de cortocircuito de cada ramal [A] El valor obtenido es de 14,85 ramales conectados en paralelo, por lo que para no hacer trabajar al inversor al límite de la corriente máxima de trabajo ajustamos el valor a 14 ramales conectados en paralelo.

2.2.1.3. Dimensionado del SubGenerador II Fotovoltaico

2.2.1.3.1. Número máximo de módulos por ramal Aplicando el mismo concepto que para el SubGenerador I, y utilizando las fórmulas (1.1), (1.2) y (1.3) obtenemos como número máximo de módulos 24.

2.2.1.3.2. Número mínimo de módulos por ramal Utilizando las fórmulas (2.1) y (2.2), obtenemos como resultado 18 módulos.

2.2.1.3.3. Número de ramales en paralelo Igual que en los casos anteriores, aplicando la fórmula (3.1), el número máximo de ramales que podemos colocar en paralelo para no daños al inversor son 14 ramales.

2.2.1.4. Conclusión

2.2.1.4.1. Campo solar fijo

• Número de módulos por ramal: 23 módulos. • Número de ramales conectados en paralelo: 13 ramales (subgrupos).

Con un total de 299 módulos fotovoltaicos.


12

De ésta manera el inversor trabaja dentro de los rangos nominales y aprovechando al máximo su rendimiento. Rango de trabajo: § Tensión PMP por ramal = 609,5 V § Tensión en circuito abierto por ramal = 759V § Intensidad de cortocircuito por ramal = 8,08V § Intensidad entrada al inversor = 105A § Potencia Generada = 56890W

Los valores obtenidos están dentro de los rangos de trabajo del inversor.

2.2.1.4.2. Campo seguimiento solar

• Número de módulos por ramal: 21 módulos. • Número de ramales conectados en paralelo: 14 ramales (subgrupos).

El seguidor elegido es el TETRA-TRACK M60 Existe en el mercado tres modelos diferentes de configuración: § Superficie cuadrada de 6 x 6 m. (36 m2) § Superficie cuadrada de 7 x 7 m. (49 m2) § Superficie cuadrada de 8 x 8 m. (64 m2)

Superficie del módulo solar: 1.4578 m2. Se colocará 2 ramales conectados en paralelo en cada seguidor solar, por lo que hará un total de 42 módulos. Para conocer la superficie que necesitamos para el seguidor es:

Sup. necesaria = Sup(ms) · N (4.1)

Donde: Sup (ms) Superficie del módulo solar fotovoltaico [m2] N Número de módulos a colocar por seguidor La superficie necesaria es de 61.23 m2, por lo que elegimos el seguidor con superficie cuadrada 7 x 7 m. Dicha plataforma puede incrementarse 1 m a cada lado hasta completar una superficie de 64 m2. El campo con seguimiento solar estará formado por un total de 294 módulos y con unos valores de tensión y corriente dentro de los límites que ofrece el fabricante del inversor.


13

Rango de trabajo: § Tensión PMP por ramal = 556.5 V § Tensión en circuito abierto por ramal = 693 V § Intensidad de cortocircuito por ramal = 7.82 V § Intensidad entrada al inversor = 109.48 A § Potencia Pico Generada = 56484.75 W

2.2.2. Cálculos en Baja Tensión

2.2.2.1. Formulas generales

Ø Intensidad. La intensidad que circulará por cada tramo de la red será función de la potencia que ésta deberá transportar, la intensidad viene dada por la expresión:

[ A ] ( 5.1)

Donde:

I Intensidad [A] P Potencia [W] U Tensión en [V] cosf Factor de potencia

Ø Caída de tensión.

La caída de tensión en cada tramo de la red se ha calculado teniendo en cuenta el momento eléctrico de la línea aplicando la siguiente fórmula:

[ % ] (5.2)

Donde:

cdt Caída de tensión en [V] P Potencia en [W] L Longitud del tramo en [m] U Tensión en [V] C Conductividad del aluminio [35 m/O·mm2 para el aluminio] s Sección del conductor [mm2 ]

Comprobando los resultados se observa que en ningún caso la caída de tensión es superior al 5% en el caso de la instalación de BT, ni superior a un 3% en la instalación de las líneas de alumbrado, valor máximo admisible según el RBT.


14

2.2.2.2. Sección del cableado por ramal El diseño del generador fotovoltaico está previsto que por cada ramal no pueda circular corriente procedentes de otros ramales. Por éste motivo colocamos fusibles de seguridad ajustados a un valor 1,3 veces la corriente máxima que puede circular por el ramal, que corresponde a 10,5 A. Por lo cual, colocaremos un fusible de 10 A en cada polo (positivo y negativo) de cada ramal. En el cálculo de secciones hemos tenido en cuenta que la corriente máxima admisible por conductor sea superior a éste valor, y que la máxima caída de tensión que exista entre el generador fotovoltaico y la entrada al inversor sea superior al 1%. Utilizaremos la siguiente formula:

(6.1)

Donde:

LR Longitud del cable [m] Icc Corriente de cortocircuito del ramal [A]

UPMP Tensión del ramal [V] K Conductividad del Cobre [m/O·mm2]


15

Tabla 4: Cálculo Eléctrico de cada ramal

DIMENSIONADO DEL CABLEADO DE UN RAMAL

Ramal Tensión (UPMP)

Intensidad (Icc)

Potencia Pico en

STC Longitud Sección

Teòrica Sección

Adoptada

Caida de

tensión

Caida de tensión

Absoluta

Potencia perdida

GRUPO 1 [V] [A] [W] [m] [mm2] [mm2] [V] [%] [W]

Subgrupo 1 609,5 8,08 4370 70 1,66 10 1,0100 0,17 8,161

Subgrupo 2 609,5 8,08 4370 70 1,66 10 1,0100 0,17 8,161

TOTAL 609,5 16,16 8740 140 0,3314 16,322


Subgrupo 1 609,5 8,08 4370 70 1,66 10 1,0100 0,17 8,161

Subgrupo 2 609,5 8,08 4370 70 1,66 10 1,0100 0,17 8,161

TOTAL 609,5 16,16 8740 140 0,3314 16,322


Subgrupo 1 609,5 8,08 4370 70 1,66 10 1,0100 0,17 8,161

Subgrupo 2 609,5 8,08 4370 70 1,66 10 1,0100 0,17 8,161

TOTAL 609,5 16,16 8740 140 0,3314 16,322


Subgrupo 1 609,5 8,08 4370 70 1,66 10 1,0100 0,17 8,161

Subgrupo 2 609,5 8,08 4370 70 1,66 10 1,0100 0,17 8,161

TOTAL 609,5 16,16 8740 140 0,3314 16,322


Subgrupo 1 609,5 8,08 4370 70 1,66 10 1,0100 0,17 8,161

Subgrupo 2 609,5 8,08 4370 70 1,66 10 1,0100 0,17 8,161

TOTAL 609,5 16,16 8740 140 0,3314 16,322


Subgrupo 1 609,5 8,08 4370 70 1,66 10 1,0100 0,17 8,161

Subgrupo 2 609,5 8,08 4370 70 1,66 10 1,0100 0,17 8,161

Subgrupo 3 609,5 8,08 4370 70 1,66 10 1,0100 0,17 8,161

SUB

GE

NE

RA

DO

R I

TOTAL 609,5 24,24 13110 210 0,4971 24,482


16

Tabla 5: Cálculo Eléctrico de cada ramal

DIMENSIONADO DEL CABLEADO DE UN RAMAL


Intensidad (Icc)

Potencia Pico en


Teòrica Sección

Adoptada

Caida de

tensión

Caida de tensión

Absoluta

Potencia perdida

SEGUIDOR 1 [V] [A] [W] [m] [mm2] [mm2] [V] [%] [W]

Subgrupo 1 550,2 7,82 3988,95 60 1,52 10 0,8379 0,15 6,552

Subgrupo 2 550,2 7,82 3988,95 60 1,52 10 0,8379 0,15 6,552

TOTAL 550,2 15,64 7977,9 120 13,104


Subgrupo 1 550,2 7,82 3988,95 60 1,52 10 0,8379 0,15 6,552

Subgrupo 2 550,2 7,82 3988,95 60 1,52 10 0,8379 0,15 6,552

TOTAL 550,2 15,64 7977,9 120 13,104


Subgrupo 1 550,2 7,82 3988,95 60 1,52 10 0,8379 0,15 6,552

Subgrupo 2 550,2 7,82 3988,95 60 1,52 10 0,8379 0,15 6,552

TOTAL 550,2 15,64 7977,9 120 13,104


Subgrupo 1 550,2 7,82 3988,95 60 1,52 10 0,8379 0,15 6,552

Subgrupo 2 550,2 7,82 3988,95 60 1,52 10 0,8379 0,15 6,552

TOTAL 550,2 15,64 7977,9 120 13,104


Subgrupo 1 550,2 7,82 3988,95 60 1,52 10 0,8379 0,15 6,552

Subgrupo 2 550,2 7,82 3988,95 60 1,52 10 0,8379 0,15 6,552

TOTAL 550,2 15,64 7977,9 120 13,104


Subgrupo 1 550,2 7,82 3988,95 60 1,52 10 0,8379 0,15 6,552

Subgrupo 2 550,2 7,82 3988,95 60 1,52 10 0,8379 0,15 6,552

TOTAL 550,2 15,64 7977,9 120 13,104


Subgrupo 1 550,2 7,82 3988,95 60 1,52 10 0,8379 0,15 6,552

Subgrupo 2 550,2 7,82 3988,95 60 1,52 10 0,8379 0,15 6,552

SUB

GE

NE

RA

DO

R I

I

TOTAL 550,2 15,64 7977,9 120 13,104


17

Por reglamento, define que la sección mínima a instalar sea de 6mm2, pero colocaremos una sección de 10 mm2, con ello mejoramos muy notablemente la caída de tensión máxima admisible y la perdida de potencia. El cable que utilizaremos será del tipo RADOX Cable Solar 10, ya que ofrece unas muy buenas condiciones de comportamiento a cualquier inclemencia meteorológicas.

2.2.2.3. Sección del cable principal de corriente contínua.

El cableado de la parte de corriente continua debe soportar la corriente máxima producida en el generador fotovoltaico y la caída máxima de tensión admisible. Debido a que la corriente de cortocircuito del generador fotovoltaico es sólo un poco mayor que la corriente en el punto de máxima Potencia, se utiliza como valor de diseño de la corriente continua de la red principal 1,25 veces la corriente de cortocircuito del generador en condiciones STC según la IEC 60364-7 -712. Además se debe cumplir que la caída de corriente máxima admisible sea menor del 1% de la tensión nominal de funcionamiento. Utilizaremos la siguiente formula:

(7.1)

Donde:

LR Longitud del cable [m] Icc Corriente de cortocircuito del ramal [A]

UPMP Tensión de los ramales conectados en paralelo [V] K Conductividad del Cobre [m/O·mm2]


18

Tabla 6: Cálculo Eléctrico del conductor de C.C.

DIMENSIONADO DEL CABLEADO PRINCIPAL DE CORRIENTE CONTINUA


Intensidad (Icc)

Potencia Pico en


Teòrica Sección

Adoptada

Caida de

tensión

Caida de tensión

Absoluta

Potencia perdida


Subgrupo 1 609,5 8,08 4361,84 87 2,06 25 0,5021 0,08 4,057

Subgrupo 2 609,5 8,08 4361,84 85 2,01 25 0,4906 0,08 3,964

TOTAL 609,5 16,16 8723,68 172 8,021


Subgrupo 1 609,5 8,08 4361,84 90 2,13 25 0,5194 0,09 4,197

Subgrupo 2 609,5 8,08 4361,84 86 2,04 25 0,4963 0,08 4,010

TOTAL 609,5 16,16 8723,68 176 8,207


Subgrupo 1 609,5 8,08 4361,84 92 2,18 25 0,5310 0,09 4,290

Subgrupo 2 609,5 8,08 4361,84 91 2,15 25 0,5252 0,09 4,244

TOTAL 609,5 16,16 8723,68 183 8,534


Subgrupo 1 609,5 8,08 4361,84 164 3,88 25 0,9465 0,16 7,648

Subgrupo 2 609,5 8,08 4361,84 162 3,83 25 0,9350 0,15 7,555

TOTAL 609,5 16,16 8723,68 326 15,202


Subgrupo 1 609,5 8,08 4361,84 170 4,02 25 0,9811 0,16 7,928

Subgrupo 2 609,5 8,08 4361,84 169 4,00 25 0,9754 0,16 7,881

TOTAL 609,5 16,16 8723,68 339 15,809


Subgrupo 1 609,5 8,08 4361,84 158 3,74 25 0,9119 0,15 7,368

Subgrupo 2 609,5 8,08 4361,84 158 3,74 25 0,9119 0,15 7,368

Subgrupo 3 609,5 8,08 4361,84 157 3,72 25 0,9061 0,15 7,321

SUB

GE

NE

RA

DO

R I

TOTAL 609,5 24,24 13085,52 473 22,057


19

Tabla 7: Cálculo Eléctrico del conductor de C.C.

DIMENSIONADO DEL CABLEADO PRINCIPAL DE CORRIENTE CONTINUA


Intensidad (Icc)

Potencia Pico en


Teòrica Sección

Adoptada

Caida de

tensión

Caida de tensión

Absoluta

Potencia perdida


Subgrupo 1 550,2 7,82 3982,40 180 4,57 25 1,0054 0,18 7,862

Subgrupo 2 550,2 7,82 3982,40 180 4,57 25 1,0054 0,18 7,862

TOTAL 550,2 15,64 7964,80 360 15,725


Subgrupo 1 550,2 7,82 3982,40 250 6,35 25 1,3964 0,25 10,920

Subgrupo 2 550,2 7,82 3982,40 250 6,35 25 1,3964 0,25 10,920

TOTAL 550,2 15,64 7964,80 500 21,840


Subgrupo 1 550,2 7,82 3982,40 330 8,38 25 1,8433 0,34 14,414

Subgrupo 2 550,2 7,82 3982,40 330 8,38 25 1,8433 0,34 14,414

TOTAL 550,2 15,64 7964,80 660 28,829


Subgrupo 1 550,2 7,82 3982,40 260 6,60 25 1,4523 0,26 11,357

Subgrupo 2 550,2 7,82 3982,40 260 6,60 25 1,4523 0,26 11,357

TOTAL 550,2 15,64 7964,80 520 22,714


Subgrupo 1 550,2 7,82 3982,40 335 8,50 25 1,8712 0,34 14,633

Subgrupo 2 550,2 7,82 3982,40 335 8,50 25 1,8712 0,34 14,633

TOTAL 550,2 15,64 7964,80 670 29,266


Subgrupo 1 550,2 7,82 3982,40 345 8,76 25 1,9271 0,35 15,070

Subgrupo 2 550,2 7,82 3982,40 345 8,76 25 1,9271 0,35 15,070

TOTAL 550,2 15,64 7964,80 690 30,139


Subgrupo 1 550,2 7,82 3982,40 420 10,66 25 2,3460 0,43 18,346

Subgrupo 2 550,2 7,82 3982,40 420 10,66 25 2,3460 0,43 18,346

SUB

GE

NE

RA

DO

R I

I

TOTAL 550,2 15,64 7964,80 840 36,691


20

Como la longitud es bastante alta, utilizaremos una sección de 25 mm2 para mejorar con ello la caída de tensión máxima hasta la entrada al inversor. El tipo de cable que se utilizará será cables unipolares de 25 mm2 . § Resumen

SUBGENERADOR I

Potencia pico en STC 56703.91 W Perdida de Potencia 77.83 W POTENCIA TOTAL GENERADA 56626.08 W

SUBGENERADOR II Potencia pico en STC 55753.57 W Perdida de Potencia 185.2 W POTENCIA TOTAL GENERADA 55568.37 W

Tabla 8: Potencia Total Generada por el sistema


21

2.2.2.4. Sección de la línea de enlace de B.T. La determinación reglamentaria de la sección de un cable consiste en calcular la sección mínima normalizada que satisface simultáneamente las tres condiciones siguientes:

2.2.2.4.1. Criterio de la intensidad máxima admisible o de calentamiento

La temperatura del conductor del cable, trabajando a plena carga y en régimen permanente, no deberá superar en ningún momento la temperatura máxima admisible asignada de los materiales que se utilizan para el aislamiento del cable. Esta temperatura se especifica en las normas particulares de los conductores y suele ser de 70ºC para cables con aislamiento termoplásticos y de 90ºC para cables con aislamientos termoestables.

[ A ] ( 5.1)

Donde:

I Intensidad [A] P Potencia [W] U Tensión [V] cosf Factor de potencia

Según la formula (5.1), la intensidad nominal que circulará por el conductor en régimen permanente es de 180,42 A. Según la ITC-BT-07, para la intensidad calculada corresponde una sección mínima de 70mm2. La empresa suministradora aconseja utilizar sección mínima de 150mm2, por lo que la sección elegida será de 3x150+1x150mm2 Al.

2.2.2.4.2. Criterio de la caída de tensión La expresión que se utiliza para el cálculo de la caída de tensión que se produce en una línea se obtiene considerando el circuito equivalente de una línea corta ( inferior a unos 50 km) es la siguiente:


22

Figura 4. Circuito equivalente de una línea corta Figura 5. Diagrama vectorial Debido al pequeño valor del ángulo ?, entre las tensiones en el origen y el extremo de la línea, se puede asumir sin cometer prácticamente ningún error, que el vector U1, es igual a su proyección horizontal, siendo por tanto el valor de la caída de tensión.

? U = U1 – U2 ˜ AB + BC = R I cosf + X I sen f (8.1) Como la potencia transportada por la línea es:

Pn = v3 · Un · In · cosf (8.2)

Donde: Pn Potencia nominal [W] Un Tensión nominal [V] In Intensidad nominal [A] Cosf Factor de potencia Basta con substituir la intensidad calculada en función de la potencia en la fórmula (8.1), y obtenemos:

? U III = ( R + X tanf )·( P/ U) (8.3) Donde: ?U III Caída de tensión de línea en trifásico [V] R Resistencia de la línea [O] X Reactancia de la línea [O] P Potencia transportada por la línea [W] U Tensión de línea [V] tanf Tangente del ángulo correspondiente al factor de potencia de la

carga.


23

La reactancia X, de los conductores varía con el diámetro y la separación entre conductores. En redes de distribución subterráneas, para conocer el valor de la reactancia de la línea se puede estimar el valor de la reactancia inductiva como 0,1 O/ km, o bien como un incremento adicional de la resistencia. De tal forma, podemos suponer que para un conductor cuya sección sea:

Tabla 9: Aproximación del valor de la Reactancia de la línea de BT.

Tabla 10: Cálculo Eléctrico del conductor de C.A. Los límites caída de tensión vienen detallados en el reglamento de BT, cuyo valor esta fijado en un 5%.

2.2.2.4.3. Criterio de la intensidad de cortocircuito. Como desconocemos el valor de la impedancia del circuito de alimentación a la red (impedancia del transformador, red de distribución y acometida) podemos aceptar que en caso de cortocircuito la tensión en el inicio de la instalación, se puede considerar como 0,8 veces la tensión de suministro. Se toma el defecto fase-tierra como el más desfavorable, y además se supone despreciable la inductancia de los cables debido a que el Centro de Transformación se encuentra situado fuera del lugar del suministro afectado.

?al [O·mm2/m]

L [m]

R [O]

X [O]

P [kW]

U [kV] Cos f

0,0285714 262 0.0498 0.0074 100 .4 0.8

? UIII [V]

? UIII [%]

13.55 3.39


24

Por lo tanto se puede emplear la siguiente fórmula simplificada:

Icc = 0.8 · U (9.1) R Donde: Icc Intensidad de cortocircuito máxima en el punto considerado [kA] U Tensión de alimentación fase neutro [V] R Resistencia del conductor de fase entre el punto considerado y la

alimentación [O]

Normalmente el valor de R deberá tener en cuenta la suma de las resistencias de los conductores entre la Caja General de Protección y el punto considerado en el que se desea calcular el cortocircuito, por ejemplo el punto donde se emplaza el cuadro con los dispositivos generales de mando y protección. Para el cálculo de R se considerará que los conductores se encuentran a una temperatura de 20ºC, para obtener así el valor máximo posible de Icc.

Tabla 11: Cálculo Eléctrico de la corriente de cortocircuito.

R [O]

U [kV]

Icc [kA]

0.0498 .4 3.58


25

2.2.3. Punto de Conexión.

2.2.3.1. Selección del Transformador La potencia aparente generada por la instalación, viene dada por la expresión:

Sn = P (10.1) cos f

Donde: Sn Potencia aparente de la instalación [kVA] P Potencia activa de la instalación [kW] Cos f Factor de potencia

Potencia aparente instalación

[kVA]

Potencia aparente del Trafo

[kVA]

125 250

Tabla 12: Potencia Aparente del trafo

Según la empresa suministradora, para conectar una instalación de generación a la red de distribución se debe cumplir que la potencia generada sea inferior o igual al 50% de la potencia del transformador,por lo que dentro de la gama de trafos del mercado seleccionamos uno de 250 kVA, es un transformador en baño de aceite gama integral serie 35kV de la marca MERLIN GERIN, cuyas características eléctricas cumplen la normativa UNE 20138, UNE 21428.

Tabla 13: Características Técnicas del Trafo


26

2.2.3.2. Intensidad lado de A.T. La intensidad secundaria en un transformador trifásico viene dada por la expresión:

Ip = S (11.1) v3 · Up

Donde: S Potencia del transformador [kVA] Up Tensión del primario [kV] Is Intensidad del primario [A]

Transformador Potencia [kVA]

Up [kV]

Ip [A]

Trafo 1 250 25 5.77

Tabla 14: Cálculo Eléctrico de la intensidad nominal.

2.2.3.3. Intensidad lado de B.T. La intensidad secundaria en un transformador trifásico viene dada por la expresión:

Is = S (11.2) v3 · Us

Donde: S Potencia del transformador [kVA] Us Tensión del secundario [V] Is Intensidad del secundario [A]


Us [V]

Is [A]

Trafo 1 250 400 343.67

Tabla 15: Cálculo Eléctrico de la intensidad nominal.


27

scc

ccsUE

SI

⋅⋅

⋅=

3

100

2.2.3.4. Cortocircuitos

2.2.3.4.1. Observaciones Para el cálculo de la intensidad primaria de cortocircuito se tendrá en cuenta una potencia de cortocircuito de 500 MVA en la red de distribución, dato proporcionado por la Compañía suministradora.

2.2.3.4.2. Calculo de las intensidades de cortocircuito. Para el cálculo del corriente de cortocircuito en la instalación, se utiliza la expresión:

(12.1)

Donde: Scc potencia de cortocircuito de la red [MVA] Up tensión de servicio [kV] Iccp corriente de cortocircuito [kA]

Para los cortocircuitos secundarios, se considera que la potencia de cortocircuito disponible es la teórica de los transformadores de MT-BT, siendo por esto más conservadores que en las consideraciones reales. La corriente de cortocircuito del secundario de un transformador trifásico, viene dada por la expresión:

(12.2)

Donde:

S Potencia de transformador [kVA] Ecc Tensión de cortocircuito del transformador [%] Us Tensión en el secundario [V] Iccs Corriente de cortocircuito [kA]

p

ccccp U

SI

⋅=

3


28

2.2.3.4.3. Cortocircuito en el lado de Media tensión. La potencia de cortocircuito es de 500 MVA y la tensión de servicio 25 kV, la intensidad de cortocircuito es:

Iccp = 11,5 kA

2.2.3.4.4. Cortocircuito en el lado de Baja tensión. Para el transformador de este centro de transformación:


Us [V]

Ecc

[%] Iccs

[kA]

Trafo 1 250 420 4.5 7.63

Tabla 16: Cálculo Eléctrico de la intensidad de cortocircuito.

2.2.3.4.5. Dimensionado del embarrado Las celdas fabricadas por ORMAZABAL han sido sometidas a ensayos para certificar los valores indicados en las placas de características, por el que no es necesario realizar cálculos teóricos ni hipótesis de comportamiento de las celdas. Las características del embarrado son: § Intensidad asignada : 400 A. § Límite térmico, 1 s. : 16 kA eficaces. § Límite electrodinámico : 40 kA cresta.

2.2.3.4.6. Comprobación por densidad de corriente La comprobación por densidad de corriente tiene por objeto verificar que el conductor indicado es capaz de conducir la corriente nominal máxima sin superar la densidad máxima posible para el material conductor. Esto, además de mediante cálculos teóricos, puede comprobarse realizando un ensayo de intensidad nominal, que con objeto de disponer de suficiente margen de seguridad, se considerará que es la intensidad del bucle, que en este caso es de 400 A. Para las celdas del sistema CGC la certificación correspondiente que cubre el valor necesitado se ha obtenido con el protocolo 9901B026-AKLE-02 realizado por los laboratorios LABEIN en Vizcaya (España).


29

2.2.3.4.7. Comprobación por solicitación electrodinámica

La intensidad dinámica de cortocircuito se valora en aproximadamente 2,5 veces la intensidad eficaz de cortocircuito calculada en el apartado 1.3.2.a de este capítulo, por el que:

Icc(din) = 19.07 kA Dado que se utilizan celdas bajo envolvente metálica fabricadas por Orma-SF6 conforme a la normativa vigente se garantiza su cumplimiento.

2.2.3.4.8. Comprobación por solicitación térmica

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

Icc(ter) = 7.63 kA. Para las celdas del sistema CGC la certificación correspondiente que cubre el valor necesitado se ha obtenido con el protocolo GPS-98/01432 en el laboratorio de CESIO en Italia.

2.2.3.4.9. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos

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

La protección en MT de este transformador se realiza utilizando una celda de interruptor con fusibles, siento estos los cuales efectúan la protección ante eventuales cortocircuitos. Estos fusibles realizan su función de protección de forma ultrarrápida (de tiempos inferiores a los de los interruptores automáticos), puesto que su fusión evita incluso el paso del máximo de las corrientes de cortocircuitos por toda la instalación.


30

Los fusibles se seleccionan para: _ Permitir el funcionamiento continuado a la intensidad nominal requerida para esta instalación. _ No producir disparos durante el arranquen vacío de los transformadores, tiempo en el cual la intensidad es muy superior a la nominal y de una duración intermedia. _ No producir disparos cuando se producen corrientes de entre 10 y 20 veces la nominal, siempre que su duración sea inferior a 0,1 s, evitando no bien los fenómenos transitorios provoquen interrupciones del suministro.

Sin embargo, los fusibles no constituyen una protección suficiente contra las sobrecargas, que deberán ser evitadas incluyendo un relee de protección de transformador, o si no es posible, una protección térmica del transformador. La intensidad nominal de estos fusibles es de 25 A para las estaciones transformadoras 1x250 kVA. La celda de protección de este transformador no incorpora relé, al considerarse suficiente la ocupación de las otras protecciones. § Termómetro

El termómetro verifica que la temperatura del dieléctrico del transformador no supera los valores máximos admisibles. § Protecciones en BT

Las salidas de BT cuentan con fusibles en todas las salidas, con una intensidad nominal igual al valor de la intensidad nominal exigida a esta salida y un poder de corte como mínimo igual al cabo de la calle de cortocircuito correspondiente.

2.2.3.4.10. Dimensionado de los puentes de MT Los cables que se utilizan en esta instalación, descritos en la memoria, deberán ser capaces de soportar tanto la intensidad nominal como la de cortocircuito. La intensidad nominal demandada por este transformador es igual a:

In= 5.77 A Un cable de sección de 150 mm2 de Aluminio es capaz de soportar una corriente máxima de 305 A, según el fabricante.


31

2.2.3.4.11. Comprobación de la intensidad de cortocircuito. El cálculo de la sección del cable permite el paso de una corriente de cortocircuito, viene dada por la siguiente expresión:

Icc2 · t = C · S2 · ? T (13.1)

Donde: Icc Intensidad de cortocircuito eficaz [A] T Tiempo máximo de desconexión del elemento de protección [s] (0,3 s para los fusibles y 0,65 s para el interruptor automático) C Constante del material del aislamiento que para el caso del cable

descrito en Al tiene un valor de 57 y para el Cu de 135 T Incremento de temperatura admisible para el paso de la intensidad

del cortocircuito (160º C para este material de aislamiento) [ºC] La corriente de cortocircuito en esta instalación tiene un valor eficaz de 11,5 kA Transformador. Para este transformador, protegido con fusibles, el puente de cables de MT debe tener una sección mínima de:

S=66,22 mm2. Valor menor que la sección del puente de MT utilizado en este caso.

2.2.3.4.12. Dimensionado de la ventilación del Centro de Transformación

Para calcular la superficie de la reja de entrada de aire en el edificio se utiliza la siguiente expresión: (14.1) Donde: Wcu Pérdidas en el cobre del transformador [W] Wfe Pérdidas en el hierro del transformador [W] K Coeficiente en función de la forma de las rejas de entrada

[aproximadamente entre 0,35 y 0,40] h Distancia vertical entre las rejas de entrada y salida [m] DT Aumento de temperatura del aire [ºC] Sr Superficie mínima de las rejas de entrada [mm2]

324.0 ThK

WWS fecu

r∆⋅⋅⋅

+=


32

No obstante, y aunque es aplicable esta expresión a todos los Edificio Prefabricados de ORMAZABAL, se considera de mayor interés la realización de ensayos de homologación de los Centros de Transformación hasta las potencias indicadas, dejando la expresión para valores superiores a los homologados. El edificio empleado en esta aplicación ha sido homologado según los protocolos obtenidos en laboratorio Labein (Vizcaya - España): 97624-1-Y, para ventilación de transformador de potencia hasta 1000 kVA 960124-CJ-EB-01, para ventilación de transformador de potencia hasta 1600 kVA.

2.2.3.4.13. Dimensionado del pozo apagafuegos Se dispone de un foso de recogida de aceite de 600 l de capacidad cubierto de graba para la absorción del fluido y para prevenir el vertido del mismo hacia el exterior y minimizar el mal en caso de fuego.

2.2.3.5. Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra.

2.2.3.5.1. Investigación de las características del suelo El Reglamento de Alta Tensión indica que para instalaciones de tercera categoría, y de intensidad de cortocircuito a tierra inferior o igual a 16 kA no será imprescindible realizar la citada investigación previa de la resistividad del suelo, bastando el examen visual del terreno y pudiéndose estimar el suyo su resistividad, siendo necesario medirla para corrientes superiores. Según la investigación previa del terreno dónde se instalará este Centro de Transformación, se determina la resistividad media en 150 O·m.

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

En las instalaciones de MT de tercera categoría, los parámetros que determinan los cálculos de faltas a tierra son las siguientes: De la red

a) Tipo de neutro. El neutro de la red puede estar aislado, rígidamente unido a tierra, unido a esta mediante resistencias o impedancias. Esto producirá una limitación de la corriente de la falta, en función de las longitudes de líneas o de los valores de impedancias en cada caso.


33

b) Tipo de protecciones. Cuando se produce un defecto, este se eliminará mediante la apertura de un elemento de corte que actúa por indicación de un dispositivo relé de intensidad, que puede actuar en un tiempo fijo (tiempo fijo), o según una curva de tipo inverso (tiempo dependiente). Adicionalmente, pueden existir reenganches posteriores al primer tiro, que sólo influirán en los cálculos si se producen en un tiempo inferior a los 0,5 segundos.

No obstante, y dada la casuística existente dentro de las redes de cada compañía suministradora, en ocasiones se debe resolver este cálculo considerando la intensidad máxima empírica y un tiempo máximo de ruptura, valores que, como los otras, deben ser indicados por la compañía eléctrica. Intensidad máxima de defecto: (15.1) Donde: Un Tensión de servicio [kV] Rn Resistencia de puesta a tierra del neutro [Ohmio] Xn Reactancia de puesta a tierra del neutro [Ohmio] Id max cal. Intensidad máxima calculada [A] Los datos obtenidos de la compañía suministradora son: § Intensidad máxima de defecto a tierra, Idmáx [A]= 300 § Tiempo máximo de eliminación del defecto [s] = 0.7

2.2.3.5.3. Calculo de la resistencia del sistema de tierra

§ Características de la red de alimentación:

Tensión de servicio: Ur = 25 kV § Puesta a tierra del neutro:

Resistencia del neutro Rn = 0 O Reactancia del neutro Xn = 25 O Limitación de la intensidad a tierra Idm = 300 A.

§ Nivel de aislamiento de las instalaciones de BT: Vbt = 10000 V

§ Características del terreno:

Resistencia de tierra ?o = 150 O•m Resistencia del hormigón ?H = 3000 O·m

nncalmaxd

XR

UnI

22.3 +⋅

=


34

bttd VRI ≤⋅

( ) 223 ntn

nd

XRR

UI

++⋅=

La resistencia máxima de la puesta a tierra de protección del edificio, y la intensidad del defecto salen de: (16.1) Donde: Id Intensidad de falta a tierra [A] Rt Resistencia total de puesta a tierra [O] Vbt Tensión de aislamiento en baja tensión [V]

La intensidad del defecto se calcula de la siguiente forma: (16.2) Dnde: Un Tensión de servicio [V] Rn Resistencia de puesta a tierra del neutro [O] Rt Resistencia total de puesta a tierra [O] Xn Reactancia de puesta a tierra del neutro [O] Id Intensidad de falta a tierra [A] Operando en este caso, el resultado preliminar obtenido es:

Id = 514.32 A Como la empresa suministradora define que la intensidad máxima de defecto a tierra sea 300 A, fijamos como Id = 300 A La resistencia total de puesta a tierra: Rt = Kr · ?o (16.3)

Valor unitario de resistencia de puesta a tierra del electrodo: (16.4) Donde: Rt Resistencia total de puesta a tierra [O] Ro Resistividad del terreno en [O•m] Kr Coeficiente del electrodo Se selecciona el electrodo tipo (de entre los incluidos en las mesas, y de aplicación en este caso concreto, según las condiciones del sistema de tierras) que cumple el requisito de tener una Kr más próxima inferior o igual a la calculada para este caso y para este centro.

o

tr R

RK ≤


35

La configuración adecuada para este caso tiene las siguientes propiedades:

Transformador Sn = 250 kVA

Geometría del sistema Anillo rectangular Distancia de la red 5 x 2.5 m Profundidad del electrodo horizontal 0.5 m Numero de picas 8 Longitud de las picas 2 m

Tabla 17. Configuración de puesta a tierra de protección

Parámetros característicos del electrodo:


De la resistencia Kr = 0.085 O/O·m De la tensión de paso Kp = 0.0191 V/(O·m)A De la tensión de contacto exterior Kc = 0.0386 V/(O·m)A

Tabla 18. Parámetros del electrodo.

Medidas de seguridad adicionales para evitar tensiones de contacto. Para que no aparezcan tensiones de contacto exteriores ni interiores, se adaptan las siguientes medidas de seguridad: Las puertas y rejillas metálicas que dan al exterior del Edificio/s no tendrán contacto eléctrico con masas conductoras susceptibles de quedar a tensión debido a defectos o averías. En el piso del Centro de Transformación se instalara un mallazo cubierto por una capa de hormigón de 10 cm, conectado a la puesta a tierra del mismo. En el caso de instalar las picas en hilera, se dispondrán alineadas con el frente del edificio. El valor real de la resistencia de puesta a tierra según la fórmula 16.3 será:


36

Tabla 19: Datos de la Resistencia de puesta a tierra.

2.2.3.5.4. Calculo de las tensiones de paso al interior de la instalación. Adoptando las medidas de seguridad adicionales, no hace falta calcular las tensiones de paso y contacto en el interior en los edificios de maniobra interior, puesto que estas son prácticamente nulas. La tensión de defecto vendrá dada por:

Ud = Rt · Id (16.5)

Donde:

Rt Resistencia total de puesta a tierra [O] Id Intensidad de defecto [A] Ud Tensión de defecto [V]

Tabla 20: Datos de la tensión de defecto.


Resistencia total de puesta a tierra 12.75 O Intensidad de defecto 300 A


Tensión de defecto 3825 V


37

2.2.3.5.5. Calculo de las tensiones de paso al acceso de la instalación. En el piso del Centro de Transformación se instalará un mallazo electrosoldado, con redondos de diámetro no inferior a 4 mm, formando una retícula no superior a 0,30x0,30 m. Este mallazo se conectará como mínimo en dos puntos opuestos de la puesta a tierra de protección del Centro. Dicho mallazo estará cubierto por una capa de hormigón de 10 cm. como mínimo. Con esta medida se consigue que la persona que deba acceder a una parte que pueda quedar en tensión, de forma eventual, estará sobre una superficie equipotencial, con lo que desaparece el riesgo de la tensión de contacto y de paso interior. De esta forma no será necesario el cálculo de las tensiones de contacto y de paso en el interior, ya que su valor será prácticamente cero. Asimismo la existencia de una superficie equipotencial conectada al electrodo de tierra, hace que la tensión de paso en el acceso sea equivalente al valor de la tensión de contacto exterior.

Up (acc) = Kc · ρο · Id (17.1)

Donde:

Kc Coeficiente de la tensión de contacto exterior [V/(O·m)A] ?o Resistividad del terreno [O•m] Id Intensidad de defecto [A] Up (acc) Tensión de paso en al acceso de la instalación [V]

Tabla 21: Datos de la tensión de paso.


Tensión de paso en el acceso 1737 V


38

2.2.3.5.6. Calculo de las tensiones de paso al exterior de la instalación Adoptando las medidas de seguridad adicionales, no hace falta calcular las tensiones de contacto en el exterior de la instalación, puesto que estas serán prácticamente nulas. Tensión de paso en el exterior:

Up = Kp· ρο · Id (17.2)

Donde:

Kp Coeficiente de la tensión de contacto exterior [V/(O·m)A] ?o Resistividad del terreno [O•m] Id Intensidad de defecto [A] Up Tensión de paso en el exterior de la instalación [V]

Por lo que tendremos en el Centro de Transformación:

Tabla 21: Datos de la tensión de paso al exterior.

2.2.3.6. Calculo de las tensiones aplicadas.

2.2.3.6.1. Centre de transformación Para la obtención de los valores máximos admisibles de la tensión de paso exterior y en el acceso, se utilizan las siguientes expresiones:

Upa = 10 · k (18.1) tn · (1 + 6 · ? · 10-3)

Upa (acc) = 10 · k (18.2) tn · (1 + (3 · ? + 3 · ?H) · 10-3)

t = t´ + t´´ (18.3)


Tensión de paso en el exterior 859.5 V


39

Donde :

Upa Tensión de paso admisible en el exterior [V] Upa (acc) Tensión en el acceso admisible [V] k , n Constantes según MIERAT 13, dependen de t t Tiempo de duración de la falta [s] t Tiempo de desconexión inicial [s] t´´ Tiempo de la segunda desconexión en segundos. ? Resistividad del terreno [W·m] ?H Resistividad del hormigón [W·m]

Según el apartado 2.2.3.5.2. el tiempo de duración de la falta es: t´ = 0.7 s. t = t´ = 0.7 s.

Los resultados obtenidos al aplicar las fórmulas anteriores son:

Tabla 22: Resultados finales.

Valor calculado

Condición

Valor admisible

Tensión de paso en el exterior Up = 859.5 V ≤ Upa = 1954.29 V

Tensión de paso en el acceso Up(acc) = 1737 V ≤ Upa(acc) = 10748.57 V

Tensión de defecto Ud = 3825 V ≤ Udt = 6000 V

Intensidad de defecto Id = 300 A _ _


40

2.2.3.7. Investigación de las tensiones transferibles al exterior.

Para garantizar que el sistema de tierras de protección no transfiera tensiones al sistema de tierra de servicio, evitando no bien afecten a los usuarios, debe establecerse una separación entre los electrodos más próximos de ambos sistemas, siempre que la tensión de defecto supere los 1000V. En este caso es imprescindible mantener esta separación, al ser la tensión de defecto superior a los 1000 V indicados. La distancia mínima de separación entre los sistemas de tierras viene dada por la expresión:

D = ?o · Id (19.1)

2000 · p

Donde: ?o Resistividad del terreno en [O•m] Id Intensidad de defecto [A] D Distancia mínima de separación [m]

Tabla 23: Distancia mínima entre picas.

Se conectará a este sistema de tierras de servicio el neutro del transformador, así como la tierra de los secundarios de los transformadores de tensión e intensidad de la celda de medida. La configuración adecuada para este caso tiene las siguientes propiedades:


Geometría del sistema Picas en hilera Profundidad del electrodo 0.5 m Numero de picas 3 Longitud de las picas 2 m Separación entre picas 3 m

Tabla 24: Configuración de la puesta a tierra de Servicio.


Distancia mínima de separación 7.16 m


41

Parámetros característicos del electrodo:


De la resistencia Kr = 0.135 O/O·m

Tabla 25. Parámetros del electrodo.

El criterio de selección de la tierra de servicio es no ocasionar en el electrodo una tensión superior a 24 V cuando existe un defecto a tierra en una instalación de BT protegida contra contactos indirectas por un diferencial de 650 mA.. Para lo cual la resistencia de puesta a tierra de servicio debe ser inferior a 37 O.

Rtserv = Kr •?o < 37 Ohmio (19.2)


Resistencia de PaT de servicio 20.25 O

Tabla 26: Resultados finales de la puesta a tierra.

Para mantener los sistemas de puesta a tierra de protección y de servicio independientes, la puesta a tierra del neutro se realizará con cable aislado de 0,6/l KV, protegido con tubo de PVC de grado de protección 7 como mínimo, contra males mecánicos.

2.2.3.8. Corrección y ajuste del diseño inicial Según el proceso de justificación del electrodo de puesta a tierra seleccionado, no se considera necesaria la corrección del sistema proyectado. No obstante, se puede ejecutar cualquier configuración con características de protección mejores que las calculadas, es decir, atendiendo a las mesas adjuntas al Método de Cálculo de Tierras de UNESA, con valores de "Kr" inferiores a los calculados, sin necesidad de repetir los cálculos, independientemente de que se cambie la profundidad de entierro, geometría de la red de tierra de protección, dimensiones, número de picas o longitud de estas, puesto que los valores de tensión serán inferiores a los calculados en este caso.


42

2.2.4. Línea Subterránea de MT

2.2.4.1. Características principales de la línea

Tabla 27: Resultados finales.

2.2.4.2. El conductor El conductor que se utilizará será de aislamiento de dieléctrico seco, según NI-564301 de las características esenciales siguientes: Conductor: Aluminio compacto, sección circular, clase 2

UNE 21-022 Pantalla sobre el conductor: Capa de mezcla semiconductora aplicada por

extrusión. Aislamiento: Mezcla a base de etileno propileno de alto

módulo ( HEPR). Pantalla sobre aislamiento: Una capa de mezcla semiconductora pelable

no metálica aplicada por extrusión, asociada a una corona de alambre y contraespira de cobre

Cubierta: Compuesto termoplástico a base de poliolefina

y sin contenido de componentes clorados u otros contaminantes.

Tipo Constructivo

Tensión Nominal

[kV]

Sección Conductor

[mm2]

Sección pantalla [mm2]

150 16 240 16 12/20 400 16 150 25 240 25

HEPRZ1

18/30 400 25

Clase de corriente Alterna trifásica

Frecuencia 50 Hz

Tensión nominal 25 kV

Categoría de la red (según UNE 20435)

Categoría A

Tabla 28: Características del conductor.


43

Algunas otras características más importantes son:

Sección [mm2]

Tensión nominal

[kV]

Resistencia Máx. a 105ºC

[O·km]

Reactancia por fase [O·km]

Capacidad [µF/km]

150 0,277 0,112 0,368 240 0,169 0,105 0,453 400

12/20 0,107 0,098 0,536

150 0,277 0,121 0,266 240 0,169 0,113 0,338 400

18/30 0,107 0,106 0,401

Tabla 29: Valores de la línea.

Temperatura máxima en servicio permanente 105ºC Temperatura máxima en cortocircuito t < 5s 250ºC

2.2.4.3. Intensidad admisible Las intensidades máxima admisible en servicio permanente depende de la temperatura máxima que el aislante pueda soportar sin alteraciones en sus propiedades eléctricas, mecánicas o químicas. Ésta temperatura es función del tipo de aislamiento y del régimen de carga. Para cables sometidos a ciclos de carga, las intensidades máximas admisibles serán superiores a las correspondientes en servicio permanente. Las temperaturas máximas admisibles de los conductores, en servicio permanente y en cortocircuito, para este tipo de aislamiento, se especifican acontinuación:

Tabla 30 : Temperatura máxima, en ºC , asignadas al conductor Las condiciones del tipo de instalaciones y la disposición de los conductores, influyen en las intensidades máximas admisibles.


44

2.2.4.3.1. Condiciones tipo de instalación enterrada A los efectos de determinar la intensidad admisible, se considera las siguientes condiciones tipo: Cables con aislamiento seco: Una terna de cables unipolares directamente enterrados en toda su longitud en una zanja de 1 m de profundidad en terreno de resistividad térmica de 1 km/W y temperatura ambiente del terreno a dicha profundidad de 25ºC.

Tabla 31 : Intensidad máxima admisible, en servicio permanente

2.2.4.4. Intensidad de cortocircuito admisible en los conductores La intensidad máxima admisible de cortocircuito en los conductores, es función del tiempo de duración del cortocircuito. Éstas intensidades se calculan partiendo de la temperatura máxima de servicio de 105ºC, y como temperatura final la de cortocircuito > 250 ºC, tal como se indica en la tabla 30. La diferencia entre ambas temperaturas es ??. En el cálculo se ha considerado que todo el calor desprendido durante el proceso es absorbido por los conductores, ya que su masa es muy grande en comparación con la superficie de disipación de calor y la duración del proceso es relativamente corta (proceso adiabático). En estas condiciones:

(20.1) Donde: Icc Intensidad de cortocircuito [A] t Tiempo que dura el cortocircuito [s] K = 93 Coeficiente que depende de la naturaleza del conductor y de la

temperaturas al inicio y al final (según UNE 20435) s Sección del conductor [mm2]

Sección nominal [mm2]

Tensión nominal

[kV]

Intensidad [A]

150 330 240 435 400

12/20 560

150 330 240 435 400

18/30 560


45

Si se desea conocer la intensidad máxima de cortocircuito para un valor de t distinto de los tabulados, se aplica la fórmula anterior. K coincide con el valor de intensidad tabulado para t = 1s. Si, por otro lado, interesa conocer la densidad de corriente de cortocircuito correspondiente a una temperatura inicial ?1 diferente a la máxima asignada al conductor para servicio permanente ?s, basta multiplicar el correspondiente valor de la tabla por el factor de corrección, (20.2) Donde ß = 235 para el cobre ß = 228 para el Aluminio.

Tabla 32: Intensidad de cortocircuito admisible en los conductores, en kA.

Tomando como valor de duración del cortocircuito 0,5 [s] la sección mínima resultante será: (20.3)

S= 96 mm2 § La impedancia total hasta el punto de cortocircuito será:

(20.4)

Donde: Rt = R1 + R2 + ................+ Rn (suma de las resistencias de las líneas aguas arriba hasta el punto del cortocircuito) Xt = X1 + X2 + .............. + Xn (suma de las reactancias de las líneas aguas arriba hasta el punto del cortocircuito)


46

§ Impedancia de los conductores

(20.5) (20.6) Donde: R Resistencia de la línea [mO]. X Reactancia de la línea [mO]. L Longitud de la línea [m]. K Conductividad del metal. S Sección de la línea [mm²]. Xu Reactancia de la línea, en [mO·m]. n nº de conductores por fase.

§ Tiempo máximo que un conductor soporta una intensidad de cortocircuito

(20.7) Donde: tmcicc Tiempo máximo en [s] que un conductor soporta una Ipcc. Cc Constante que depende de la naturaleza del conductor y de su

aislamiento. S Sección de la línea [mm²]. IpccF Intensidad permanente de c.c. en fin de línea [A].

§ Tiempo de fusión de un fusible para un determinado tiempo de

cortocircuito

(20.8)

Donde: tficc Tiempo de fusión de un fusible para una determinada intensidad de

cortocircuito. [s] IpccF Intensidad permanente de c.c. en fin de línea [A].


47

§ Longitud máxima del conductor protegido a cortocircuito (20.9) Donde: Lmax Longitud máxima de conductor protegido a cortocircuito [m]

(para protección por fusibles) UF Tensión de fase [V] K Conductividad S Sección del conductor [mm²] Xu Reactancia por unidad de longitud (mO/m). En conductores

aislados suele ser 0,1. N nº de conductores por fase Ct= 0,8 Coeficiente de tensión. CR = 1,5 Coeficiente de resistencia. IF5 Intensidad de fusión en amperios de fusibles en 5 s. § Protección a cortocircuitos mediante interruptores automáticos

En el caso de un cortocircuito, dadas las corrientes tan elevadas que se producen, es imprescindible obtener tiempo de desconexión cortos, de forma que la desconexión de la instalación corresponda al disparador magnético del interruptor automático. Las curvas de desconexión de los diferentes interruptores automáticos se diferencian principalmente por la actuación del disparador magnético. A continuación se presenta un resumen del tipo de actuación del disparador magnético para cada una de las curvas válidas para la protección con interruptores automáticos dotados de relee electromagnético.

Tabla 33. Tiempos de desconexión de los interruptores automáticos.

El análisis de estos datos nos ayudará a comprobar si el interruptor escogido para la protección de sobrecargas, también protege cuando se produce un cortocircuito, y si la sección de los conductores calculada es también la adecuada para la protección contra cortocircuitos. La norma UNE 20.460 nos dice que, en el caso de cortocircuitos, los dispositivos de corte o protección de los conductores deben tener un poder de corte mayor o igual a la Ipcc prevista a su punto de instalación, y tienen que


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intervenir con una rapidez tal que los cables a proteger no superen la temperatura máxima de cortocircuito, que será la temperatura máxima admisible por un cable o conductor. Según esto, la curva de actuación de los interruptores automáticos tendrá que estar siempre por debajo de la curva térmica del conductor, es decir, que se deberá cumplir la siguiente condición:

(20.10)

0,01 s = t = 0,1 s

Donde: Ipcc Intensidad permanente de cortocircuito [A] t Tiempo de intervención del dispositivo de protección [s]

Figura 6. Curva de interruptor automático. La razón de establecer 0,01 s = t = 0,1 s como intervalo de tiempo en el que se debe verificar la expresión (20.10), se puede explicar analizando la mesa de tiempo de desconexión para los disparadores electromagnéticos. En primer lugar, para t = 0,01 s, puede pasar que el interruptor automático no pueda abrir el circuito, debido al tiempo mínimo de corte que necesita este, puesto que el tiempo de corte del interruptor es la suma del tiempo físico del propio de respuesta del disparador más el tiempo de extinción del arco. En estos casos se tendrá que aumentar la sección del conductor. Por otra parte, para valores de intensidades de cortocircuito pequeñas, el disparador electromagnético tiene que actuar en t = 0,1 s, en este casos actuaría el disparador térmico, y no se garantiza el corte en el tiempo exacto necesario


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2.2.5. Iluminación

2.2.5.1. Iluminación interior.

2.2.5.1.1. Normativa de aplicación Real Decreto 486/1997, de 14 de Abril, por el que se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y salud en los lugares de trabajo.

2.2.5.1.2. Principales aspectos en iluminación de interiores La determinación de los niveles de iluminación adecuados para una instalación no es fácil de establecer ya que hay que tener en cuenta que los valores recomendados para cada tarea y entorno. Son fruto de estudios sobre valoraciones subjetivas de los usuarios (comodidad visual, rendimiento visual...). El usuario estándar no existe y por tanto, una misma instalación puede producir diferentes sensaciones a cada usuario. En estas sensaciones, influirán muchos factores como los estéticos, los psicológicos, el nivel de iluminación... Por tanto se harán algunas hipótesis sobre los principales aspectos que entren en juego dentro de la iluminación de interiores. Estos elementos a tener en cuenta son las siguientes: Ø Dimensiones del local y altura del plano de trabajo.

Normalmente la altura del plano de trabajo es de unos 0,85 m. Además dentro del programa DIALUX para interiores, que se ha utilizado para calcular las luminarias necesarias en cada zona, nos propone por defecto el valor de 0,85 m. Por tanto se elige este valor para realizar los cálculos.

Ø Tipos de lámpara.

Las lámparas empleadas en iluminación de interiores abarcan casi todos los tipos existentes en el mercado (incandescentes, halógenas, fluorescentes, etc.). Las lámparas escogidas, por lo tanto, serán aquellas cuyas características (fotométricas, cromáticas, consumo energético, economía de instalación y mantenimiento, etc.) mejor se adapte a las necesidades y características de cada instalación (nivel de iluminación, dimensiones del local, ámbito de uso, potencia de la instalación...).


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Tabla 34. Tipos de lámpara según su aplicación de uso.

Ø Altura de suspensión de las luminarias.

En locales de altura normal, como pueden ser oficinas, lavabos, etc. la altura donde irán las luminarias será la máxima posible y en espacios mas amplios, esta altura vendrá definida por la fórmula:

(21.1)

Donde: H Altura a la que se situaran las luminarias [m]. h’ Altura de la sala [m].


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Cabe destacar que no siempre se puede llevar a cabo la altura que nos sale al realizar esta fórmula ya que puede haber condicionantes que lo impidan..

Ø Índice del local (K).

Este valor viene dado por la geometría que tiene el local. Hay dos tipos de fórmulas para calcularlo según el tipo de iluminación según el modo de iluminar el local (directa o indirectamente), en nuestro caso será siempre de modo directo.

(21.2) Donde: h Altura donde están las luminarias [m]. a Ancho del local [m]. b Longitud del local [m]. Ø Coeficiente de reflexión (?).

En el caso que nos ocupa se ha tenido en cuenta el coeficiente de reflexión de paredes, suelo, techo y elementos que pueden ser grandes obstáculos. Los valores se eligen consultando tablas que aconsejan unos valores estándares dependiendo de los colores de pared, suelo y techo. En nuestro caso se han seleccionado los valores que proponía por defecto el programa informático que se ha utilizado para el cálculo de interiores

Tabla 35. Factores de Reflectancia.


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Son valores medios ya que no se sabe con certeza de que color serán las paredes de dichos locales. Ø Factor de conservación (Fc).

Este valor dependerá del grado de suciedad ambiental y de la frecuencia de limpieza del local. En el siguiente cuadro vemos los factores conservación según el ambiente:

Tabla 36. Factores de Conservación.

Se ha considerado que el ambiente es bastante agresivo, sin embargo se considera que el mantenimiento será continuado y acorde a las necesidades. Por ello se elige un factor de conservación de 0.8.

Ø Factor de utilización (?).

A partir del índice del local y los factores de reflexión se encuentran el factor de utilización. Los valores se buscan en una tabla donde se ven los valores en función de K y ?. Por otra parte teniendo en cuenta que el valor es insignificante en lo que se refiere a resultados de calculo, cogemos como valor fijo 0,5.

2.2.5.1.3. Cálculos necesarios para el alumbrado interior

Para encontrar el flujo necesario ( F ), se utilizará la fórmula siguiente: (21.3)

Donde: F Flujo luminoso total [lm]. E Iluminancia [lux]. S Superficie del local [m2]. ? Coeficiente de utilización. Fc Factor de conservación.


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Para encontrar el número de luminarias necesarias se utiliza la siguiente expresión: (21.4) Donde: N Número de luminarias necesarias. F Flujo total [lm]. F 1 Flujo de la luminaria [lm]. n Número de lámparas por luminaria. Para hacer la distribución de manera uniforme de las luminarias por tota la superfície de forma que se cumpla la iluminancia media en servicio en todo el local o zona, se utilizan las siguientes fórmulas: (21.5) (21.6) Donde: Na Número de luminarias a lo largo. Nb Número de luminarias a lo ancho. Nt Número total de luminarias. A Ancho del local [m] B Llargo del local. del local [m]. Para revisar que los resultados son válidos, hay que comprobar que el nivel de iluminancia media sea igual o superior que el necesario para la zona a estudiar. Para ello utilizamos la siguiente fórmula y obtenemos la iluminancia media (Em): (21.7) Donde: N número de lámparas por luminaria. F 1 Flujo de la luminaria (lm). S Superficie del local [m2). Fc Factor de conservación. ? Factor d’utilització. N Número de luminaria.


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2.2.5.1.4. Proceso de cálculo Lo primero que necesitamos conocer para realizar el cálculo son los criterios generales que seguiremos, es decir saber todos aquellos parámetros que utilizaremos para realizar todos los cálculos, tales como el factor de mantenimiento, altura de suspensión, … etc. Otro dato primordial es conocer exactamente las dimensiones del local a iluminar, para ello nos fijaremos en los planos en los cuales se detalla las dimensiones exactas de cada local. Los siguientes datos también dependen ya de cada local en función del tipo de actividad a desarrollar, frecuencia, etc... La actividad a desarrollar depende del local y tiene suma importancia ya que en función de esta la iluminancia varía. Los niveles de iluminación que recomienda guía técnica para la evaluación y prevención de los riesgos relativos a la utilización de los lugares de trabajo quedan indicados en una tabla del anexo IV. Las actividades quedan bastantes detalladas, a continuación se indica un resumen que sirve a modo de orientación del nivel de lux requerido.


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Tabla 37. Resumen iluminancias requeridas según tareas y clases de locales.

El cálculo ha sido realizado con el programa DIALUX en el cual hay que introducir una serie de datos para que en función de ellos realice el cálculo y nos proporcione el número de luminarias y su distribución. Los datos que se han introducido en cada caso se resumen a continuación según el local a iluminar.

a) Iluminación de la sala de control En el cálculo de la iluminación de la sala donde estarán colocados los inversores y protecciones se ha tenido en cuenta su ubicación y su altura. El nivel de iluminancia recomendado por el tipo de actividad que se desarrolla en este local según la guía técnica para la evaluación y prevención de los riesgos relativos a la utilización de los lugares de trabajo corresponde a una sala donde los trabajos necesitan unos requerimientos visuales normales. Por lo tanto la iluminancia mínima recomendada es de 500 lux. Para ello se han colocado 9 luminarias de tipo fluorescente de 1x65 W consiguiendo una iluminancia media de 550 lux. A continuación se adjunta los estudios de iluminación interior realizados con el programa INDALUX.


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Como se observa en los resultados del programa, el valor de iluminancia media en la sala es de 550 lux, valor superior al mínimo que indica la tabla 37.


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2.2.5.2. Alumbrado exterior

2.2.5.2.1. Hipótesis de cálculo El alumbrado del exterior de la nave industrial se extenderá por su perímetro, tratando de generar una iluminancia aproximada de más de 20 lux, para mantener la fachada exterior del recinto iluminada de noche. Para escoger el tipo de luminaria a utilizar, se tienen en cuenta los siguientes factores: Ø Reproducción del color

Con vapor de mercurio la luz es blanca y por tanto tiene mejor capacidad para reproducir los colores, en cambio, con vapor de mercurio la luz es amarilla, pero en este caso no es un factor que influya en la finalidad de la luminaria. Ø Flujo luminoso

Para alcanzar una misma iluminancia en una región determinada, se necesita más potencia para una lámpara de mercurio que para la lámpara de sodio.

2.2.5.2.2. Cálculo alumbrado exterior El cálculo se ha realizado con el programa de cálculo CALCULUX AREA, funcionamiento similar al de interiores, pero en este no tiene en cuenta el reflejo de pared, techo y suelo. Se ha considerado como zona a iluminar el perímetro de la instalación incrementado en 10 m.

Figura 7: Perímetro del estudio


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Se instalarán en total 65 luminarias, repartidas a los largo de la instalación, para conseguir un nivel de iluminación equilibrado de 5 lux, valor que consideramos que para este tipo de instalación en las que no tiene que tener acceso las personas y que bastará para ofrecer unas buenas condiciones que permita la orientación y una sensación de seguridad. Irán colocadas a nivel del suelo para no provocar excesivas sombras sobre los módulos fotovoltaicos. A continuación se adjunta el estudio de iluminación exterior realizado con el programa CALCULUX AREA.


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VivaraZON HCP170/171

Gama de balizas decorativas de aluminio para aplicaciones de montaje en suelo. Selección de dos diseños característicos, válidos para lámparas de descarga e incandescentes: terminación redondeada con difusor transparente (HCP170) y terminación plana con difusor ZON (HCP171). La rejilla interna de aluminio de alta reflectancia garantiza una distribución de luz sin deslumbramiento. Fácil de instalar y resistente al vandalismo. Las versiones para lámpara de descarga se suministran listas para su instalación con equipo de control integrado.

Aplicaciones principales

Aceras, zonas peatonales, paseos

Parques Plazas (céntricas, etc.)

Tipos de lámpara adecuados

HPL-N 80 W SON 70 W/CDM-ET 70 W E27 incandescente máx. 100 W

Características

• Selección de dos balizas decorativas con interfaz común • Balasto con protección térmica y opción de tensión derivada de 230 V • Su exclusiva e innovadora óptica prismática incorpora la avanzada tecnología ZON (lente de optimización zonal) para ofrecer la máxima seguridad (HCP171) • Todos los productos disponen de una rejilla antideslumbrante • Aluminio sólido resistente al vandalismo

Materiales y acabado

• Carcasa de aluminio negro, en polvo y secado al horno • Difusor de policarbonato


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Ø Zona de Estudio

Figura 8. Ámbito de estudio lumínico de la instalación

Ø Luminaria seleccionada


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Ø Posición de las luminarias Tabla 38. Resumen de la posición de las luminarias

Ø Resultados obtenidos


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Tabla 39. Matriz de iluminación horizontal Los resultados obtenidos con el programa, indica que el valor medio de iluminación en el perímetro de la instalación es de 5,16 lux, valor que aceptamos como razonable en nuestra instalación.


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Ø Curvas Isolux

Figura 9: Curvas Isolux

Figura 10: Curvas 3D de nivel de alumbrado


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2.2.5.3. Cálculo alumbrado de emergencia

El modelo de luminaria escogido para el área de la sala con control es un ARGOS N6, emite un flujo luminoso de 252 lúmenes, y se han colocado un número total de 3 luminarias.. Está adecuadas porque cumple las exigencias del reglamento en el aspecto que utilizan para su encendido, la energía acumulada en sus baterías cuando la tensión cae por debajo del 70% del valor nominal, y que pueden ser autónomos durante una hora, y la ventaja de ser independientes del cableado que los alimenta, incrementando por tanto la seguridad ante cualquier emergencia. Constan de un tubo fluorescente que se ilumina si falla el suministro de red. Además cumple con lo anunciado en las normas UNE-20 392-93 y UNE – EN 60 598.2.22. El cálculo de las luminarias se ha realizado con el programa informático DAISALUX, en el cual se han introducido el recorrido de evacuación. En el cálculo se han tenido en cuenta las siguientes condiciones: § Proporcionará una iluminancia de un lux como mínimo, en el nivel del

suelo en los recorridos de evacuación, y en todo punto cuando los recorridos discurran por espacios distintos a pasillo o escaleras.

§ La iluminancia será como mínimo de 5 lux en los puntos donde estén

situados los equipos de las instalaciones de protección contra incendios que exijan utilización manual, y en los cuadros de distribución del alumbrado.

§ La uniformidad de la iluminación en los distintos puntos de cada zona

será tal que el cociente de la iluminancia máxima y la mínima será menor que 40.

§ Los niveles de iluminación establecidos deben obtenerse considerando

nulo el factor de reflexión de paredes, techos y suelos, y teniendo en cuenta un factor de mantenimiento que englobe la reducción del rendimiento luminoso debido a la suciedad de las luminarias, y al envejecimiento de las lámparas. El factor escogido ha sido 0,8, que es un valor estándar para este tipo de luminarias

2.2.5.3.1. Programa Daisalux. Iluminación de emergencia A continuación se adjunta el proyecto de la instalación de iluminación de Emergéncia, teniendo en cuenta los criterios mínimos obligados por la normativa.


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Detalle de la luminaria Características

Flujo luminoso : 252 lux

Curvas Polares

Funcionamiento: No permanente Autonomía (h): 1 Formato: Argos-S Lámpara en emergencia: FL 8 W DLX Piloto testigo de carga: Led Lámpara en red: - Grado de protección: IP32 IK04 Aislamiento eléctrico: Clase II Dispositivo verificación: No Puesta en reposo a distancia: Si

Cuerpo rectangular en el que su cara visible constituye un plano inclinado de aristas redondeadas. Consta de una carcasa decorativa fabricada en PC/ASA y difusor en policarbonato. Consta de un tubo fluorescente que se ilumina si falla el suministro de red.


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Ø Posición de las luminarias

Se instalaran las 3 luminarias a una separación de 30 cm de la pared y una altura 2,5 m del plano del suelo, como queda indicada en la figura.

Figura 11: Disposición de las luminarias de emergencia

Ø Curvas Isolux

Figura 12: Curvas Isolux de las luminarias de emergencia en la sala de control


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Ø Recorrido de evacuación

Figura 13: Nivel de iluminación del recorrido de emergencia


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2.2.6. Estudio de la Radiación Solar

2.2.6.1. La Radiación Solar El sol produce energía en forma de radiación electromagnética que es la fuente energética básica para la vida en la Tierra. El origen de esta energía está en el interior del sol, donde tienen lugar las reacciones de fusión por la que 4 átomos de hidrógeno dan lugar a dos átomos de helio y la masa atómica sobrante se transforma en energía de acuerdo con la célebre fórmula de Einstein E = mc2 . Es decir, el sol se comporta como un reactor de fusión situado a 150 millones de kilómetros. Debido a la gran distancia entre el sol y la Tierra, la radiación solar en la superficie terrestre es sólo una pequeña parte de la emitida por el sol (3,86.1026 W que, por unidad de superficie del sol es 6,35 107 W/m2 ).En concreto, al planeta Tierra llegan como valor medio 1367 W/m2 que se denomina constante solar.

2.2.6.2. Terminologia La radiación solar se valora en varias unidades físicas concretas. Ø Irradiancia: Es la potencia de la radiación solar por unidad de

superficie y se expresa en la unidad correspondiente del Sistema Internacional, el vatio dividido por metro cuadrado (W/m2 )

Ø Irradiación: Es la energía que incide por unidad de superficie en un

tiempo determinado, y que se expresa en las unidades correspondientes del sistema internacional, es decir, en julios dividido por metro cuadrado [J/m2] o sus múltiplos (normalmente, el megajulio [MJ]. En este último caso y, por razones prácticas, también se emplea una unidad de energía muy frecuente en el mundo real, el [kWh] (kilovatio por hora) en lugar del julio y/o sus múltiplos.

Irradiación = Irradiancia · t

El cambio es muy simple: 1 kWh = 3,6 MJ.

Ø Irradiancia espectral: Es la potencia radiante por unidad de área y de

longitud de onda, cuya unidad es [W/(m2·µm)] Ø Irradiancia directa: Es la radiación que llega a un determinado lugar

procedente del disco solar, y su unidad de medida es [W/m2]. Ø Irradiancia difusa: Es la radiación procedente de toda la bóveda

celeste excepto la procedente del disco solar, y cuya unidad de medida es también [W/m2].

Ø Irradiancia Global: Se puede entender como la suma de la radiación

directa y difusa. Es el total de la radiación que llega a un determinado lugar en [W/m2].


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Ø Irradiancia circumsolar: Es la parte de la radiación difusa procedente de las proximidades del disco solar en [W/m2].

Ø Radiación extraterreste: Es la radiación que llega al exterior de la

atmósfera terrestre [W/m2]. Solo varía con la distancia entre la Tierra y el Sol

2.2.6.3. Distribución de la radiación solar La potencia radiante de 1367 W/m2 que llega al Planeta Tierra no es la que finalmente alcanza la superficie terrestre, puesto que la atmósfera terrestre atenúa la radiación solar debido a la reflexión, absorción y difusión que los componentes atmosféricos (moléculas de aire, ozono, vapor de agua, CO2, aerosoles, etc.) producen sobre la radiación solar. Al pasar la radiación solar por la atmósfera se reduce la intensidad de la radiación debido a: . Reflexión por la atmósfera, incluidas las nubes. . Absorción de las moléculas que componen la atmósfera (O3, H2O, O2, CO2 etc.) . Difusión producida por las moléculas de aire y otros componentes, incluidos los aerosoles (naturales o precedentes de la contaminación).

Figura 14: Ilustración de la interacción de la radiación solar con los componentes atmosfericos


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En la figura 15 se puede observar el espectro solar antes de atravesar la atmósfera (espectro extraterrestre), el espectro de un cuerpo negro a la temperatura equivalente del sol (5777 K), y el espectro real de la radiación solar en un lugar de la superficie terrestre (Radiación global horizontal) una vez que esta ha atravesado la atmósfera con una composición determinada.

Figura 15: Distintos espectros de la radiación solar

La difusión debida al polvo y a la contaminación del aire (aerosoles) depende bastante del lugar donde se mida, siendo mayor en los lugares industria les y en las ciudades. Los efectos meteorológicos locales como nubosidad, lluvia, nieve, etc. afectan también a la irradiancia solar que llega a un determinado lugar. En la superficie terrestre, en un plano horizontal, un día claro al mediodía la irradiancia alcanza un valor máximo de unos 1000 W/m2 . Este valor depende del lugar y, sobre todo de la nubosidad. Si se suma toda la radiación global que incide sobre un lugar determinado en un periodo de tiempo definido (hora, día, mes, año) se obtiene la energía en kWh/m2 (o en MJ/m2). Este valor es diferente según la región a que hagamos referencia. En la siguiente figura se observan las diferencias regionales de irradiación global media anual dentro de España con valores mayores en el sur (˜ 5 kWh/(m2· dia) y menores en el norte, como todo el mundo conoce.


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Figura 16: Valor medio (todo el año) de la radiación solar global diaria en superficie horizontal en España

Figura 17: Valor medio (todo el año) de la radiación solar global diaria en superficie horizontal en Cataluña en [MJ/m2]


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2.2.6.3.1. Radiación solar directa y difusa La radiación solar que incide sobre la superficie terrestre se puede aceptar formada por dos componentes: directa y difusa. La radiación directa es aquella que alcanza la superficie directamente desde el sol, mientras que la difusa procede de toda la bóveda celeste y se origina sobre todo en las interacciones (difusión y absorción) de la radiación solar con los componentes atmosféricos. Cuando se mide la componente directa de la radiación solar es necesario utilizar un dispositivo seguidor del movimiento aparente del sol, de tal manera que la radiación procedente del disco solar sea la que incide sobre el sensor de radiación correspondiente. Esa medida es la llamada componente normal de la radiación directa. Otras veces, sin embargo, la componente directa de la radiación se calcula a partir de las medidas de la radiación global horizontal y de la difusa horizontal. En ese caso, la componente directa que se obtiene como diferencia entre ellas es la componente horizontal (proyección horizontal)de la radiación directa (ver figura 18) y se relaciona con la componente normal como se indica en la figura. (22.1)

Figura 18: Componente horizontal y normal de la radiación directa


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Figura 19: Distribución anual de la irradiación global horizontal, directa normal y

difusa horizontal diarias.

En la figura 20 se tiene un esquema en el que se representan los valores aproximados de la irradiancia máxima en días con diferente nivel de nubosidad. En él se indica que en los días muy nubosos la componente difusa es la predominante y en los días claros, lo es la directa.

Figura 20: Irradiancia global en varios estados del tiempo I


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2.2.6.4. Geometria solar Para el cálculo de la producción energética de una instalación solar es fundamental conocer la irradiación solar en el plano correspondiente a la instalación y la trayectoria solar en el lugar en las diferentes épocas del año. La situación del sol en un lugar cualquiera viene determinada por la altura y el azimut del sol.

Figura 21: Geometría Solar

Se define la orientación mediante el azimut (para el sol, ? , y para el captador, ?). El azimut solar es el ángulo que forma la dirección sur con la proyección horizontal del sol, hacia el norte por el noreste o por el noroeste, considerando la orientación sur con ? = 0º, y considerando los ángulos entre el sur y el noreste negativos y entre el sur y el noroeste positivos. Por ejemplo la orientación Este se considera ? = - 90º, mientras que para la orientación Oeste, ? = 90".

La inclinación viene definida por el ángulo ß (para el módulo) y por la altura solar a o su complementario ?z, (ángulo cenital) para el sol. En la figura 22 se visualiza la trayectoria aparente del sol en relación a una instalación solar situada en la cubierta de un edificio en días determinados del año (solsticios de verano e invierno y equinoccios de primavera y otoño). Los demás días del año el sol recorre trayectorias intermedias entre las representadas. No es difícil calcular la posición del sol en cualquier lugar en cualquier momento y también el ángulo de incidencia con cualquier plano.


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Figura 22: Posición del sol en los días de cambio de estación

2.2.6.4.1. Recorrido óptico de la radiación solar Cuanto más perpendicular se encuentra el sol con respecto a la superficie terrestre (menor valor del ángulo cenital) menor es el camino que recorre la radiación solar a través de la atmósfera. Por el contrario para ángulos cenitales mayores (menor altura solar) el camino a recorrer por la radiación solar en la atmósfera es mayor, lo que implica que la intensidad de la radiación solar que llega a la superficie terrestre es menor. Se define la masa de aire, (AM) como el cociente entre el recorrido óptico de un rayo solar y el correspondiente a la normal a la superficie terrestre (ángulo cenital cero) y está relacionada con la altura solar (a) según la ecuación:

(23.1) Para a= 90º, AM = 1, que es el valor mínimo de AM y se corresponde con la situación del sol en el cenit (vertical del observador). En la figura 23 se tiene la altura solar y su correspondiente valor de AM, de acuerdo con la fórmula anterior. En particular, la altura solar máxima en Tarragona tiene lugar el 21 de Junio (72º) y el valor correspondiente de AM = 1,05. El valor de AM = 1 (sol en el cenit) no se dá ningún día del año, en nuestras latitudes. La radiación solar en el espacio exterior, es decir sin atravesar la atmósfera terrestre, supone AM = 0.


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Figura 23: Altura solar y valor de AM correspondiente según la posición del sol.

2.2.6.5. lrradiancia en superficies inclinadas La radiación solar en una superficie perpendicular a la dirección de propagación de la radiación solar es siempre mayor que en la misma superficie colocada en cualquier otra posición. Al variar el azimut y la altura solar a lo largo del día y del año, el ángulo de incidencia de radiación óptimo en una superficie dada no es constante. La situación óptima se daría en un tejado cuya inclinación y orientación variara constantemente. Lo normal, sin embargo es que la superficie sea fija. Para considerar si una determinada superficie ya existente es apta para su uso solar, es necesario conocer la radiación solar incidente sobre dicha superficie. En la figura 24 se muestra un ejemplo de gráfico para Tarragona, donde se ha calculado la radiación solar de un año sobre una superficie cualquiera dependiendo del azimut y del ángulo de inclinación como porcentaje respecto del máximo.

Figura 24: Grafico de la variación energética en función del azimut y la altura solar.

-90

-60

-30

0

30

60

900 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

Inclinació

IRRADIACIÓ SOLAR ANUAL TARRAGONA kW·h/m2

1000-1200 1200-1400 1400-1600 1600-1800 1800-2000

kWh/m2


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Dado que no se mide la radiación solar en todas las superficies inclinadas que son posibles para colocar una instalación solar se han establecido diferentes sistemas de cálculo que permiten obtener el valor de la irradiación sobre una superficie inclinada con cualquier orientación e inclinación en periodos de tiempo definidos, normalmente una hora o un día representativos de un periodo de tiempo mayor, habitualmente un mes.

2.2.6.6. Horas de sol pico En la tecnología fotovoltaica se emplea un concepto relacionado con la radiación solar que conviene explicar someramente. Se trata de las horas de sol pico. Se puede definir como número de horas de un día con una irradiancia ficticia de 1000 W/m2 que tendría la misma irradiación total que la real de ese día. Con esa definición, si se tiene la irradiación de un determinado día, y se divide por 1000 W/m2, se tienen las horas de sol pico. Obviamente, hay que hacer los cálculos correctamente. La figura 25 explica gráficament el concepto. Hay un caso singular especialmente interesante: Cuando la irradiación se expresa en kWh/m2 y se divide por los citados 1000 W/m2 el resultado es obviamente el mismo número en el que estaba expresada la irradiación. Por ejemplo: HSP = 5 kWh/m2 / 1000 W/m2 = 5 Así pues, una tabla o mapa de radiación expresada en kWh/m2 sirve como tabla o mapa de horas de sol pico.

Tabla 40. HSP calculada en función de la inclinación del módulo

Radiación solar global diaria sobre superfícies inclinadas (kWh/m2/dia). Estación: Tarragona Azimut 0º

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic H.S.P media diaria

0º 2,02 2,88 4,13 5,48 6,53 7,01 6,78 5,89 4,60 3,26 2,21 1,76 4,39 5º 2,29 3,16 4,38 5,66 6,63 7,06 6,85 6,04 4,83 3,52 2,48 2,02 4,58

10º 2,56 3,42 4,61 5,82 6,68 7,07 6,88 6,15 5,03 3,76 2,74 2,28 4,76 15º 2,80 3,66 4,81 5,94 6,70 7,03 6,87 6,23 5,20 3,98 2,97 2,51 4,90 20º 3,03 3,88 4,99 6,03 6,67 6,95 6,81 6,28 5,34 4,18 3,19 2,74 5,01 25º 3,24 4,07 5,13 6,08 6,62 6,83 6,73 6,29 5,45 4,35 3,39 2,94 5,10 30º 3,43 4,23 5,24 6,09 6,54 6,69 6,61 6,26 5,52 4,49 3,57 3,13 5,15 35º 3,60 4,37 5,31 6,06 6,41 6,52 6,46 6,19 5,56 4,61 3,73 3,30 5,18 40º 3,74 4,49 5,36 5,99 6,24 6,30 6,27 6,09 5,56 4,69 3,86 3,44 5,17 45º 3,86 4,57 5,36 5,89 6,04 6,04 6,03 5,94 5,53 4,75 3,96 3,56 5,13 50º 3,95 4,62 5,34 5,75 5,80 5,75 5,77 5,76 5,46 4,77 4,04 3,66 5,06 55º 4,02 4,65 5,28 5,58 5,53 5,43 5,46 5,55 5,36 4,77 4,10 3,74 4,96 60º 4,06 4,64 5,19 5,37 5,22 5,08 5,13 5,30 5,23 4,73 4,13 3,79 4,82 65º 4,07 4,60 5,07 5,13 4,89 4,73 4,80 5,02 5,06 4,67 4,13 3,81 4,67 70º 4,06 4,54 4,91 4,86 4,56 4,35 4,44 4,72 4,86 4,57 4,10 3,81 4,48 75º 4,02 4,44 4,73 4,56 4,19 3,95 4,06 4,40 4,64 4,45 4,04 3,79 4,27 80º 3,95 4,32 4,51 4,24 3,81 3,53 3,65 4,06 4,39 4,30 3,96 3,73 4,04 85º 3,86 4,17 4,27 3,91 3,40 3,11 3,23 3,69 4,11 4,12 3,86 3,66 3,78 90º 3,74 3,99 4,01 3,56 2,99 2,71 2,83 3,31 3,80 3,91 3,73 3,56 3,51


80

2.2.6.7. El movimiento Solar Sabemos que el sol sale por el este, se pone por el oeste y se eleva más o menos, dependiendo de la estación en la que nos encontremos. Hace mucho tiempo se pensaba que el Sol se movía, pero en la actualidad se sabe que ese movimiento aparente es debido al movimiento de la Tierra, girando una vez cada 24 horas. Pero para estudiar éste fenómeno, vamos a suponer que el elemento que se mantiene inmóvil es la Tierra, y es el Sol el que gira a su alrededor.

Figura 25: Movimiento de translación de la Tierra La Tierra se mueve en una órbita en forma de elipse alrededor del Sol. El eje de rotación de la Tierra forma un ángulo de 23,5º con la normal al plano de la elipse, y es el responsable de la duración del día y de la noche en las distintas estaciones del año. En la siguiente figura se muestra las posiciones de la Tierra en sus puntos extremos (Solsticio de verano e invierno). En España, tenemos mucho más tiempo de Sol en junio que en diciembre, ya que ilumina el hemisferio norte mucho mejor. En el hemisferio sur, sería al revés. En el polo norte, el día del equinoccio de primavera, el sol girará justo sobre el horizonte, y a medida el ángulo entre el eje de rotación y los rayos solares de va haciendo menor, el sol se mantendrá por encima del horizonte durante todo el día hasta que en el día 21 de junio alcanza una altura máxima sobre el horizonte de 23,5º, empezando a disminuir nuevamente hasta que se vuelve a esconder por el horizonte en el equinoccio de invierno. El resultado conocido por todos es que en los polos hay un periodo de seis meses donde no se pone nunca el sol, y un periodo equivalente donde el sol nunca sale y es de noche continuamente.


81

Figura 26: Movimiento Solar en la bóveda celeste

Figura 27 : Situación espacial de los diferentes ángulos. El equinoccio es cuando tenemos igual tiempo de oscuridad que de luz, y suele ser el 21 de marzo (equinoccio de primavera), y el 23 septiembre (equinoccio de otoño). En el solsticio de verano tenemos el día más largo, que corresponde al 21 de junio, mientras que el día de menor duración es el 22 de diciembre.

? Latitud del lugar ? Ángulo cenital d Declinación


82

2.2.6.8. Cálculo de las sombras Para conocer cuando se produce sombreado temporal es necesario analizar las posibilidades de nieve, polvo, caída de hojas, etc... en función del entorno de la instalación. Sin embargo, los otros dos tipos de sombras se pueden conocer con detalle, es decir, qué días y a que horas se puede producir la sombra. En este apartado se explica un procedimiento para calcular estos dos tipos de sombras. La sombra se suele determinar en relación a un punto de la instalación, por lo general el punto medio del generador fotovoltaico y en función del contorno de los posibles obstáculos entre el sol y la instalación. En el caso de grandes instalaciones este análisis se realiza para varios puntos del generador. El procedimiento consiste en analizar el contorno de los posibles obstáculos entre el sol y la instalación. Esto se puede realizar con: § Un analizador de sombras (fotográficamente o a través de una cámara

digital y un software) § Un diagrama de trayectorias solares en una lámina § Con un plano de la situación y un diagrama de trayectorias solares.

En un plano y con un diagrama de trayectorias solares se obtienen las distancias y medidas de las sombras arrojados por los obstáculos. Con esos datos se determinan, como se indica continuación, los ángulos azimut y la altura solar.

Figura 28 : Determinación de la altura Solar y del azimut de un obstáculo La altura solar a se calcula a partir de la diferencia entre la altura de la instalación fotovoltaica, h1, la altura del objeto que hace sombra, h2 y de su distancia de separación d.

(24.1)


83

La determinación de la altura solar se realiza para todos los obstáculos de los alrededores de la instalación solar, para lo cual se deben conocer tanto la altura como la distancia al punto de observación. El cálculo del azimut del obstáculo, ? se puede obtener directamente del plano de situación o de un esquema. La determinación de la altura solar y del azimut de los objetos también se puede obtener con un analizador de sombras (con una cámara de fotos adecuada, o cámara digital y software). También es suficiente un diagrama de trayectorias solares. Éste se copia en una transparencia y se coloca de forma semicircular. El observador, colocado en el punto de visión de la instalación, observa el objeto a través del diagrama de forma que puede leer directamente en él la altura solar y el azimut y anotarlos. En el caso de querer abarcar un ángulo sólido mayor puede ser muy útil el empleo de una lente de gran angular como sería el caso, por ejemplo, del utilizado en la mirilla de una puerta.

Figura 29 : Diagrama de las trayectorias solares y método de utilización.


84

Con objeto de cuantificar lo intensa que es la sombra, para el caso de árboles, se indican unos coeficientes de transmisión de la radiación solar a través del árbol: Para árboles de hoja de aguja: t = 0,30 Para árboles de hoja ancha: t = 0,64 (en invierno) y t = 0,23 (en verano).

Figura 30 : Resultado del método del diagrama de trayectorias solares. Sobre dicho diagrama se puede observar, en qué meses se van a producir sombras. En el ejemplo presentado se observa que la cubierta sólo estará sombreada desde el mes de noviembre hasta el mes de enero durante la tarde. A partir de unos días antes del 21 de febrero no hay ningún tipo de sombras. En el periodo de marzo a octubre (inclusive) no se tiene ninguna sombra. Se puede realizar una valoración más extensa del diagrama gráficamente, numéricamente o de manera más sencilla mediante un software. La mayoría de los programas de simulación calculan la disminución de la radiación incidente, y a partir de éstas, las pérdidas de producción. Para ello se proporciona el contorno de la sombra en un punto del generador fotovoltaico, generalmente el punto medio. La exactitud es en muchos casos suficiente. La geometría del generador y el conexionado de los módulos se tiene en cuenta únicamente en programas de simulación más sofisticados. Si no se usa un software se necesitan los valores de radiación para cada uno de los meses en el lugar de la instalación. De aquí se puede estimar para cada uno de los meses las pérdidas de radiación a partir del porcentaje de sombras obtenido en el diagrama de trayectorias solares.


85

2.2.6.8.1. Altura Solar a Si analizamos el movimiento y el valor de la altura solar a lo largo del año (figura 29), se observa que:

Figura 31 : Análisis del valor de la Altura Solar el día más desfavorable del año .

Figura 32 : Análisis del valor de la Altura Solar el día más favorable del año .


86

En consecuencia obtenemos los siguientes valores:

Latitud ?

Declinación ?

Altura Solar a

Invierno 23,5º 90-( ? +? ) = 25,4º Primavera 0º 90 – ? = 48,9º

Verano 23,5º 90-( ? -? ) = 72,4º Otoño

41,1

0º 90 – ? = 48,9º Tabla 41. Variación del valor de la altura solar a lo largo del año Como conclusión de los valores obtenidos en la tabla 41, podemos decir que la peor situación, es decir, el momento en que la posición del sol está más baja y además es cuando producirá la sombra más larga de todo el año, es el solsticio de invierno, cuyo rayo solar tiene una inclinación con respecto la horizontal de 25º. A partir de entonces, la altura solar va aumentando a media que avanza los días y en consecuencia la sombra se hace más pequeña. Por éste motivo para calcular la separación que se deberá dejar entre las filas de paneles se tienen que calcular para una altura solar a = 25º.

2.2.6.8.2. Ángulo de inclinación del módulo

Radiació solar global diària sobre superfícies inclinades (kWh/m2/dia). Estació: Tarragona azimut 0º

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic anual 0º 2,02 2,88 4,13 5,48 6,53 7,01 6,78 5,89 4,60 3,26 2,21 1,76 4,39

5º 2,29 3,16 4,38 5,66 6,63 7,06 6,85 6,04 4,83 3,52 2,48 2,02 4,58

10º 2,56 3,42 4,61 5,82 6,68 7,07 6,88 6,15 5,03 3,76 2,74 2,28 4,76

15º 2,80 3,66 4,81 5,94 6,70 7,03 6,87 6,23 5,20 3,98 2,97 2,51 4,90

20º 3,03 3,88 4,99 6,03 6,67 6,95 6,81 6,28 5,34 4,18 3,19 2,74 5,01

25º 3,24 4,07 5,13 6,08 6,62 6,83 6,73 6,29 5,45 4,35 3,39 2,94 5,10

30º 3,43 4,23 5,24 6,09 6,54 6,69 6,61 6,26 5,52 4,49 3,57 3,13 5,15

35º 3,60 4,37 5,31 6,06 6,41 6,52 6,46 6,19 5,56 4,61 3,73 3,30 5,18

40º 3,74 4,49 5,36 5,99 6,24 6,30 6,27 6,09 5,56 4,69 3,86 3,44 5,17

45º 3,86 4,57 5,36 5,89 6,04 6,04 6,03 5,94 5,53 4,75 3,96 3,56 5,13

50º 3,95 4,62 5,34 5,75 5,80 5,75 5,77 5,76 5,46 4,77 4,04 3,66 5,06

55º 4,02 4,65 5,28 5,58 5,53 5,43 5,46 5,55 5,36 4,77 4,10 3,74 4,96

60º 4,06 4,64 5,19 5,37 5,22 5,08 5,13 5,30 5,23 4,73 4,13 3,79 4,82

65º 4,07 4,60 5,07 5,13 4,89 4,73 4,80 5,02 5,06 4,67 4,13 3,81 4,67

70º 4,06 4,54 4,91 4,86 4,56 4,35 4,44 4,72 4,86 4,57 4,10 3,81 4,48

75º 4,02 4,44 4,73 4,56 4,19 3,95 4,06 4,40 4,64 4,45 4,04 3,79 4,27

80º 3,95 4,32 4,51 4,24 3,81 3,53 3,65 4,06 4,39 4,30 3,96 3,73 4,04

85º 3,86 4,17 4,27 3,91 3,40 3,11 3,23 3,69 4,11 4,12 3,86 3,66 3,78

90º 3,74 3,99 4,01 3,56 2,99 2,71 2,83 3,31 3,80 3,91 3,73 3,56 3,51

Tabla 42. Radiación Solar Global medida sobre superficies inclinadas


87

Como se observa claramente en la tabla 42, el ángulo de inclinación que anualmente es capaz de captar más radiación por metro cuadrado es una inclinación del panel de 35º, con respecto la horizontal, y orientado totalmente hacia el sur, es decir azimut ? = 0º. Por lo que lo paneles del subgenerador I, que corresponde al campo solar colocado sobre estructura fija, tendrá una inclinación de 35º.

2.2.6.8.3. Separación entre filas Para entender mejor los cálculos que determinan la separación adecuada que debe existir entre filas para evitar que se generen sombras, la siguiente figura nos será bastante fácil de entender.

Figura 33 : Distancia entre filas para evitar sombras. Consecuentemente, con las medidas de los módulos FV, y además, los cuales los colocaremos en posición horizontal para evitar que el valor “h“ sea tan elevado y nos obligue a que la separación entre filas sea mayor.

h = a · sen ß (25.1) d1 = cos a · h (25.2)

sin a d = a · cos ß + d1 (25.3)

Los resultados obtenidos son: d1 = 1184.48 mm d = 1991.35 mm. Valor que redondeamos a 2m de separación entre filas.


88

2.2.7. Producción Energética Para estimar la energía que produce realmente la instalación, Ereal, se procede de la siguiente forma: Conocida la potencia pico del generador y la radiación solar incidente sobre el mismo se estima la energía máxima teórica que puede producir, Eideal, y que se obtiene como el producto de la irradiación solar H, por la superficie del generador fotovoltaico A, y porl rendimiento ? del módulo fotovoltaico. El rendimiento medio de un módulo varía entre un 7% y un 15% en función de la tecnología. (26.1)

La energía ideal se reduce debido a las pérdidas que se producen mediante unos factores de pérdidas cuyos valores medios son: § Perdidas por tolerancia respecto a valores nominales 4.5% § Perdidas por polvo y suciedad 2.5% § Perdidas por temperatura 3.5% § Perdidas por sombra 2.0% § Perdidas en parte de cc 3.5% § Perdidas en seguidor PMP 1.5% § Perdidas en inversor 7.5% § Perdidas en parte de ca 3%

La energía real es por tanto, el producto de la energía ideal reducida por los factores de pérdidas. Se denomina ratio de producción PR al cociente entre la energía realmente producida por la instalación y la energía teórica máxima que puede generar la instalación. Obviamente, mientras mayor sea el ratio de producción menos pérdidas se producen en la misma. (26.2) Con este ratio se pueden comparar entre sí diferentes instalaciones fotovoltaicas de distintos lugares. El ratio de producción de una instalación fotovoltaica típica sin sombrear oscila entre 0,6 y 0,8. Para analizar la estimación de energía que es capaz de proporcionar la instalación, nos hemos ayudado del programa informático Solar Design Pro, cuyos datos obtenidos se ha resumido en la siguiente tabla.


89

Datos Energéticos

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

Enero

Febre

roMarz

oAbri

lMay

oJu

nio Julio

Agos

to

Septie

mbre

Octubre

Noviem

bre

Diciembre

En

erg

ía [

kWh

]

Energía generada campo solar fijo (kWh) Energía generada seguidor solar (kWh)

Datos de Radiación Localidad TARRAGONA Azimut (a) 0º Inclinación (ß) 35º Latitud 41,1º

Radiación efectiva

(kWh/m2)

Energía diaria

generada (kWh/día)

Energía generada

campo solar fijo (kWh)

Energía generada

seguidor solar (kWh)

ENERGIA TOTAL [kWh]

Enero 131,27 147 4.569 6.077 10.646 Febrero 118,12 182 5.087 6.605 11.692 Marzo 171,61 214 6.630 9.256 15.886 Abril 154,83 215 6.443 9.522 15.965 Mayo 195,92 225 6.969 10.596 17.565 Junio 172,27 246 7.390 11.369 18.759 Julio 252,42 258 7.992 12.419 20.411 Agosto 193,75 234 7.255 10.868 18.123 Septiembre 154,88 215 6.437 8.988 15.425 Octubre 146,23 199 6.165 8.111 14.276 Noviembre 125,55 171 5.117 6.423 11.540 Diciembre 102,72 127 3.944 5.288 9.232 Anual 1919,58 2.432 73.998 105.522 179.520

Tabla 43. Tabla de producción La estimación del número de viviendas que puede abastecer la instalación, teniendo en cuenta que el consumo medio anual de un hogar español es de 2125 kWh, la producción de electricidad del sistema fotovoltaico conectado a la red representa que puede alimentar un total de: 84 familias

Figura 34 : Grafica de producción


90

2.2.8. Estudio de Viabilidad

2.2.8.1. Ayudas

Para la realización el estudio se tendrá en cuenta: § Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE. § Ayudas de la Comunidad autónoma de Tarragona § Ayudas estatales del ICO

En la actualidad el IDAE, para éste tipo de actividades destina a cada comunidad autónoma las ayudas que proporcionan por la implantación de energías renovables. En Cataluña, el organismo responsable de las subvenciones es el Institut Català d’energia, cuyas únicas subvenciones que proporcionan son: § Instalaciones de energía solar térmica (para la producción de agua

caliente sanitaria, climatización de piscinas, etc…) § Instalaciones de energia solar fotovoltaica no conectadas a la red

eléctrica.

2.2.8.2. Primas La instalación que se conecta a la red de la compañía de distribución eléctrica de la zona y el tipo de corriente que se suministraría sería la misma que la compañía ofrece para las viviendas, es decir, 380 V y 50 Hz en corriente alterna. Se inyectaría a la red toda la energía solar producida. La explicación es clara: El RD 436/2004 establece una prima (0,4215 € por kWh inyectado a la red) muy superior al precio del kWh. convencional (0,08 € + Conceptos fijos, lo que sumarían unos 0,10 € por kWh consumido de la red) para que el nuevo generador solar eléctrico obtenga una compensación económica en su inversión inicial. En caso que el generador solar eléctrico quisiera auto consumir, estaría perdiendo la diferencia de precio entre el kWh. solar y el convencional, lo que haría inútil el concepto de ayuda económica que el RD pretende introducir. Por esta razón el generador solar nunca será auto productor, simplemente es productor, mientras que se mantenga la vigente prima establecida en niveles superiores al coste de la energía convencional. El RD establece que toda la energia producida debe ser inyectada en la red. El objetivo de esta legislación es conseguir un ahorro energético selectivo, aprovechando al máximo la energía solar gratuita y limpia, en detrimento de la convencional, ya que el objetivo es ahorrar energía y aumentar nuestra independencia energética. Para el calculo de la prima, hay que remitirse al nuevo RD, el RD 436/2004 establece que una instalación fotovoltaica conectada a red de 100 kW de potencia en el inversor, cobrara un porcentaje de una tarifa electrica media o de referencia , definida en el articulo 2 del RD 1432/2002.


91

Para el año 2005 el valor de esta tarifa de referencia es 7,3305 c€/kWh. Así en el articulo 33.1 del RD 436/2004, se establece que la prima a recibir por una instalación fotovoltaica inferior o igual a 100 kW es de: § 575 %, durante los primeros 25 años a un precio de 0,4215 €/ kWh. § 460 % a partir de los 25 años a un precio de 0,3372 €/ kWh.

2.2.8.3. Rentabilidad Económica En el estudio financiero de este proyecto, se han tenido en cuenta: § Producción de energía eléctrica en la zona y con la instalación

proyectada § Presupuesto § Ayudas § Amortización del préstamo del banco § Mantenimiento y seguros § Se tiene en cuenta la pérdida de rendimiento de los módulos por el

paso del tiempo § Se tiene en cuenta el aumento del precio de la energía anual %.

El estudio económico se realiza con un horizonte temporal de 25 años (pasados los cuales los módulos siguen entregando aún un 80% de la potencia) El 10% del precio de la instalación es deducible integramente el primer año de impuestos, esta bonificación está incluida en el estudio económico a partir del segundo año. Como se muestra en el estudio financiero que se anexa a este documento, la inversión es rentable, ya que se cumplen los criterios: Ø Tasa interna de retorno ( TIR )

Se define como la tasa de descuento que iguala el VAN a cero. Éste valor nos proporciona una medida de rentablidad del proyecto anualizada y por tanto comparable. Tiene en cuenta la cronología de los distintos flujos de caja Si el valor obtenido es superior a la tasa de descuento, podemos afirmar la viabilidad de la inversión. Por el contrario, si el valor obtenido es inferior a la tasa de descuento, el proyecto no es aceptable.

Ø Valor Actual Neto ( VAN)

Consiste en actualizar a valor presente todos los flujos de caja futuros que va a generar la instalación, bajo la hipótesis de que tales cobros y pagos se reinviertan o financien, respectivamente, a igual tipo de interés que el utilizado para el cálculo del rendimiento, hasta el vencimiento del activo.


92

2.2.8.3.1. Datos de partida

El año 0 refleja los supuestos de partida, que empiezan a aplicarse a partir del año 1.- Precio de venta del kWh vertido a red 0,421 € Incremento anual del precio de venta del kWh 1,70% Incremento anual mantenimiento/ingresos atipicos 1,50% Inversión inicial en inmovilizado 721.560 € Período de amortización (años) 25 años Volumen de electricidad que se vende a la red (kWh) 179.520 kWh Incremento anual de volumen producción -1,00% Otros ingresos derivados de la instalación 0 € Mantenimiento de la instalación 3.000 € Servicios, alquileres, derechos y otros 2.300 € Porcentaje que se financia con recursos propios 20% Porcentaje que se financia con subvención a fondo perdido 0% Periodo de amortizacion del credito 20 años Tipo de interés de referencia (Euribor u otro) 3,50% Margen sobre el Euribor 0,50% Tipo impositivo 30% Caja necesaria como % de los ingresos operativos 7% Clientes como % de los ingresos operativos 10% Proveedores como % de los ingresos operativos 3% Tasa de descuento aplicable para calcular el VAN 3%

2.2.8.3.2. Cálculos financieros Acontinuación se adjunta los cálculos financieros, realizados con una hoja de calculo que nos ha facilitado el ICO-IDAE para estudiar la rentabilidad económica de una inversión.


93

CÁLCULO DEL MARGEN OPERATIVO BRUTO

A) Ingresos: Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Tarifa eléctrica para la venta a la red (Euros/kWh) 0,421 0,429 0,436 0,443 0,451 0,459 0,466 0,474 0,482 0,491 0,499 0,507 0,516 0,525 0,534 0,543 0,552 0,561 0,571 0,581 0,590Tasa estimada de incremento de esa tarifa 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7% 1,7%Volumen de electricidad que se vende a la red (kWh) 179.520 177.725 175.948 174.188 172.446 170.722 169.015 167.324 165.651 163.995 162.355 160.731 159.124 157.533 155.957 154.398 152.854 151.325 149.812 148.314 146.831 Tasa estimada de incremento de ese volumen -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0%Ingresos derivados de la venta a la red 76.177 76.698 77.221 77.749 78.280 78.814 79.353 79.895 80.440 80.990 81.543 82.100 82.661 83.225 83.794 84.366 84.942 85.522 86.107 86.695 Otros ingresos derivados de la instalación 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Tasa estimada de incremento de esos ingresos 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5%Total de otros ingresos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL DE INGRESOS OPERATIVOS 76.177 76.698 77.221 77.749 78.280 78.814 79.353 79.895 80.440 80.990 81.543 82.100 82.661 83.225 83.794 84.366 84.942 85.522 86.107 86.695

B) Gastos: Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Mantenimiento de la instalación 3.000 3.045 3.091 3.137 3.184 3.232 3.280 3.330 3.379 3.430 3.482 3.534 3.587 3.641 3.695 3.751 3.807 3.864 3.922 3.981 4.041 Servicios, alquileres, derechos y otros 2.300 2.335 2.370 2.405 2.441 2.478 2.515 2.553 2.591 2.630 2.669 2.709 2.750 2.791 2.833 2.876 2.919 2.962 3.007 3.052 3.098 Tasa estimada de incremento de esos gastos 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50%Gastos de operación y mantenimiento 5.300 5.380 5.460 5.542 5.625 5.710 5.795 5.882 5.970 6.060 6.151 6.243 6.337 6.432 6.528 6.626 6.726 6.827 6.929 7.033 7.138

TOTAL DE GASTOS OPERATIVOS 5.380 5.460 5.542 5.625 5.710 5.795 5.882 5.970 6.060 6.151 6.243 6.337 6.432 6.528 6.626 6.726 6.827 6.929 7.033 7.138

MARGEN OPERATIVO BRUTO 70.798 71.237 71.679 72.124 72.570 73.019 73.471 73.924 74.380 74.839 75.300 75.763 76.229 76.697 77.167 77.640 78.116 78.593 79.074 79.556 Porcentaje de incremento 0,62% 0,62% 0,62% 0,62% 0,62% 0,62% 0,62% 0,62% 0,62% 0,62% 0,62% 0,61% 0,61% 0,61% 0,61% 0,61% 0,61% 0,61% 0,61%

CÁLCULO DE LA AMORTIZACIÓN

Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25Inversión inicial en inmovilizado 721.560 Período de amortización (años) 25Inversión inicial en gastos amortizables - Período de amortización (años) 2Amortización del inmovilizado 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 Amortización de los gastos amortizables 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL AMORTIZACIÓN 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862

Evolución del inmovilizado y de los gastos amortizables Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25

Inmovilizado bruto a final de año 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 721.560 Amortización acumulada 0 28.862 57.725 86.587 115.450 144.312 173.174 202.037 230.899 259.762 288.624 317.486 346.349 375.211 404.074 432.936 461.798 490.661 519.523 548.386 577.248 606.110 634.973 663.835 692.698 721.560 Inmovilizado neto 721.560 692.698 663.835 634.973 606.110 577.248 548.386 519.523 490.661 461.798 432.936 404.074 375.211 346.349 317.486 288.624 259.762 230.899 202.037 173.174 144.312 115.450 86.587 57.725 28.862 0

Gastos amortizables brutos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Amortización acumulada 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Gastos amortizables netos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


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CÁLCULO DE LA CUENTA DE RESULTADOSAño 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20

Ingresos operativos 76.177 76.698 77.221 77.749 78.280 78.814 79.353 79.895 80.440 80.990 81.543 82.100 82.661 83.225 83.794 84.366 84.942 85.522 86.107 86.695 Gastos operativos 5.380 5.460 5.542 5.625 5.710 5.795 5.882 5.970 6.060 6.151 6.243 6.337 6.432 6.528 6.626 6.726 6.827 6.929 7.033 7.138 Margen operativo bruto 70.798 71.237 71.679 72.124 72.570 73.019 73.471 73.924 74.380 74.839 75.300 75.763 76.229 76.697 77.167 77.640 78.116 78.593 79.074 79.556

- Amortización 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 - Intereses 22.513 21.358 20.204 19.049 17.895 16.740 15.586 14.431 13.277 12.122 10.968 9.813 8.659 7.504 6.350 5.195 4.041 2.886 1.732 577 Beneficio antes de impuestos 19.423 21.017 22.613 24.212 25.813 27.417 29.023 30.631 32.241 33.854 35.470 37.088 38.708 40.330 41.955 43.583 45.213 46.845 48.480 50.117 (Tipo impositivo) 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% - Impuestos 5.827 6.305 6.784 7.264 7.744 8.225 8.707 9.189 9.672 10.156 10.641 11.126 11.612 12.099 12.587 13.075 13.564 14.053 14.544 15.035 BENEFICIO NETO 13.596 14.712 15.829 16.948 18.069 19.192 20.316 21.442 22.569 23.698 24.829 25.961 27.095 28.231 29.369 30.508 31.649 32.791 33.936 35.082 Porcentaje de incremento 8,21% 7,60% 7,07% 6,61% 6,21% 5,86% 5,54% 5,26% 5,00% 4,77% 4,56% 4,37% 4,19% 4,03% 3,88% 3,74% 3,61% 3,49% 3,38%

CÁLCULO DEL FLUJO DE FONDOS PARA EL SERVICIO DE LA DEUDAAño 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20

Margen operativo bruto 70.798 71.237 71.679 72.124 72.570 73.019 73.471 73.924 74.380 74.839 75.300 75.763 76.229 76.697 77.167 77.640 78.116 78.593 79.074 79.556 - Impuestos 5.827 6.305 6.784 7.264 7.744 8.225 8.707 9.189 9.672 10.156 10.641 11.126 11.612 12.099 12.587 13.075 13.564 14.053 14.544 15.035 - Incremento de necesidades operativas de fondos (NOF) 10.665 73 73 74 74 75 75 76 76 77 77 78 79 79 80 80 81 81 82 82

Cálculo del NOF:Caja necesaria como % de los ingresos operativos 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7%Caja necesaria 5.332 5.369 5.405 5.442 5.480 5.517 5.555 5.593 5.631 5.669 5.708 5.747 5.786 5.826 5.866 5.906 5.946 5.987 6.027 6.069 Clientes como % de los ingresos operativos 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10%Clientes 7.618 7.670 7.722 7.775 7.828 7.881 7.935 7.989 8.044 8.099 8.154 8.210 8.266 8.323 8.379 8.437 8.494 8.552 8.611 8.669 Proveedores como % de los ingresos operativos 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%Proveedores 2.285 2.301 2.317 2.332 2.348 2.364 2.381 2.397 2.413 2.430 2.446 2.463 2.480 2.497 2.514 2.531 2.548 2.566 2.583 2.601 (NOF como % de los ingresos operativos) 14% 14% 14% 14% 14% 14% 14% 14% 14% 14% 14% 14% 14% 14% 14% 14% 14% 14% 14% 14%NOF 10.665 10.738 10.811 10.885 10.959 11.034 11.109 11.185 11.262 11.339 11.416 11.494 11.572 11.652 11.731 11.811 11.892 11.973 12.055 12.137

Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda (FCD) 54.306 64.859 64.822 64.786 64.752 64.719 64.688 64.659 64.632 64.606 64.582 64.559 64.538 64.519 64.501 64.485 64.471 64.459 64.448 64.439

CÁLCULO DEL RATIO DE COBERTURA DEL SERVICIO ANUAL DE LA DEUDA (RCSD)Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20

Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda 54.306 64.859 64.822 64.786 64.752 64.719 64.688 64.659 64.632 64.606 64.582 64.559 64.538 64.519 64.501 64.485 64.471 64.459 64.448 64.439

Servicio a la deuda anual (SD) 51.375 50.221 49.066 47.912 46.757 45.603 44.448 43.294 42.139 40.985 39.830 38.676 37.521 36.367 35.212 34.058 32.903 31.749 30.594 29.440

Ratio de cobertura del servicio anual de la deuda (RCSD) 1,06 1,29 1,32 1,35 1,38 1,42 1,46 1,49 1,53 1,58 1,62 1,67 1,72 1,77 1,83 1,89 1,96 2,03 2,11 2,19

CÁLCULO DEL SERVICIO DE LA DEUDA

Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Inversión en inmovilizado y gastos amortizables 721.560 Porcentaje que se financia con recursos propios 20%Porcentaje que se financia con subvención a fondo perdido 0%Porcentaje que se financia con deuda 80%Importe del capital inicial 144.312 Importe de la subvención -

Importe inicial de la deuda 577.248 Plazo de amortización (años) 20Principal a amortizar anualmente 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 28.862 Importe de la deuda a final de cada año 577.248 548.386 519.523 490.661 461.798 432.936 404.074 375.211 346.349 317.486 288.624 259.762 230.899 202.037 173.174 144.312 115.450 86.587 57.725 28.862 0 Importe medio de la deuda en cada año 562.817 533.954 505.092 476.230 447.367 418.505 389.642 360.780 331.918 303.055 274.193 245.330 216.468 187.606 158.743 129.881 101.018 72.156 43.294 14.431 Tipo de interés de referencia (Euribor u otro) 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50%Margen sobre el Euribor 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50%Tipo de interés de la deuda 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00%

Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Interés anual 22.513 21.358 20.204 19.049 17.895 16.740 15.586 14.431 13.277 12.122 10.968 9.813 8.659 7.504 6.350 5.195 4.041 2.886 1.732 577

Servicio a la deuda anual (Interés + principal) 51.375 50.221 49.066 47.912 46.757 45.603 44.448 43.294 42.139 40.985 39.830 38.676 37.521 36.367 35.212 34.058 32.903 31.749 30.594 29.440


95

CÁLCULO DEL BALANCEBALANCE ANTES DEL REPARTO DE DIVIDENDOS

Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Caja necesaria 0 5.332 5.369 5.405 5.442 5.480 5.517 5.555 5.593 5.631 5.669 5.708 5.747 5.786 5.826 5.866 5.906 5.946 5.987 6.027 6.069 Caja suplementaria (si es negativa, sería deuda suplementaria) 0 2.931 17.570 33.326 50.200 68.195 87.312 107.553 128.918 151.411 175.032 199.783 225.667 252.684 280.836 310.125 340.553 372.121 404.831 438.685 473.684 Clientes 0 7.618 7.670 7.722 7.775 7.828 7.881 7.935 7.989 8.044 8.099 8.154 8.210 8.266 8.323 8.379 8.437 8.494 8.552 8.611 8.669 Inmovilizado neto 721.560 692.698 663.835 634.973 606.110 577.248 548.386 519.523 490.661 461.798 432.936 404.074 375.211 346.349 317.486 288.624 259.762 230.899 202.037 173.174 144.312 Gastos amortizables netos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Total Activo 721.560 708.579 694.444 681.426 669.528 658.751 649.096 640.566 633.161 626.884 621.736 617.719 614.835 613.085 612.470 612.994 614.657 617.460 621.407 626.497 632.734

Proveedores 0 2.285 2.301 2.317 2.332 2.348 2.364 2.381 2.397 2.413 2.430 2.446 2.463 2.480 2.497 2.514 2.531 2.548 2.566 2.583 2.601 Deuda principal 577.248 548.386 519.523 490.661 461.798 432.936 404.074 375.211 346.349 317.486 288.624 259.762 230.899 202.037 173.174 144.312 115.450 86.587 57.725 28.862 0 Beneficios del año 0 13.596 14.712 15.829 16.948 18.069 19.192 20.316 21.442 22.569 23.698 24.829 25.961 27.095 28.231 29.369 30.508 31.649 32.791 33.936 35.082 Reservas acumuladas 0 0 13.596 28.308 44.137 61.085 79.154 98.346 118.662 140.103 162.672 186.370 211.199 237.161 264.256 292.487 321.856 352.364 384.013 416.804 450.740 Subvención 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Capital 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 Total Pasivo 721.560 708.579 694.444 681.426 669.528 658.751 649.096 640.566 633.161 626.884 621.736 617.719 614.835 613.085 612.470 612.994 614.657 617.460 621.407 626.497 632.734

CÁLCULO DE LOS DIVIDENDOS DISTRIBUIBLESAño 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20

Flujo de caja para el servicio de la deuda (FCD) 0 54.306 64.859 64.822 64.786 64.752 64.719 64.688 64.659 64.632 64.606 64.582 64.559 64.538 64.519 64.501 64.485 64.471 64.459 64.448 64.439 Servicio de la deuda anual (SD) 0 51.375 50.221 49.066 47.912 46.757 45.603 44.448 43.294 42.139 40.985 39.830 38.676 37.521 36.367 35.212 34.058 32.903 31.749 30.594 29.440 Flujo de caja disponible para dividendos (FCDiv = FCD-SD) 0 2.931 14.639 15.756 16.875 17.995 19.117 20.240 21.366 22.493 23.621 24.751 25.883 27.017 28.152 29.289 30.428 31.568 32.710 33.854 34.999 FCDiv acumulado 0 2.931 17.570 33.326 50.200 68.195 87.312 107.553 128.918 151.411 175.032 199.783 225.667 252.684 280.836 310.125 340.553 372.121 404.831 438.685 473.684 Beneficios del año 0 13.596 14.712 15.829 16.948 18.069 19.192 20.316 21.442 22.569 23.698 24.829 25.961 27.095 28.231 29.369 30.508 31.649 32.791 33.936 35.082 Beneficios acumulados como límite al reparto de dividendos 0 13.596 28.308 44.137 61.085 79.154 98.346 118.662 140.103 162.672 186.370 211.199 237.161 264.256 292.487 321.856 352.364 384.013 416.804 450.740 485.822

0 2.931 17.570 33.326 50.200 68.195 87.312 107.553 128.918 151.411 175.032 199.783 225.667 252.684 280.836 310.125 340.553 372.121 404.831 438.685 473.684 Dividendos repartibles acumulados 0 2.931 17.570 33.326 50.200 68.195 87.312 107.553 128.918 151.411 175.032 199.783 225.667 252.684 280.836 310.125 340.553 372.121 404.831 438.685 473.684 Dividendos repartibles anualmente 0 2.931 14.639 15.756 16.875 17.995 19.117 20.240 21.366 22.493 23.621 24.751 25.883 27.017 28.152 29.289 30.428 31.568 32.710 33.854 34.999

CÁLCULO DEL BALANCE TRAS EL REPARTO DEL TOTAL DE LOS DIVIDENDOS REPARTIBLESAño 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20

Caja necesaria 0 5.332 5.369 5.405 5.442 5.480 5.517 5.555 5.593 5.631 5.669 5.708 5.747 5.786 5.826 5.866 5.906 5.946 5.987 6.027 6.069 Caja suplementaria 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Clientes 0 7.618 7.670 7.722 7.775 7.828 7.881 7.935 7.989 8.044 8.099 8.154 8.210 8.266 8.323 8.379 8.437 8.494 8.552 8.611 8.669 Inmovilizado neto 721.560 692.698 663.835 634.973 606.110 577.248 548.386 519.523 490.661 461.798 432.936 404.074 375.211 346.349 317.486 288.624 259.762 230.899 202.037 173.174 144.312 Gastos amortizables netos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Total Activo 721.560 705.648 676.874 648.100 619.328 590.556 561.784 533.013 504.243 475.473 446.704 417.936 389.168 360.401 331.635 302.869 274.104 245.339 216.576 187.813 159.050

Proveedores 0 2.285 2.301 2.317 2.332 2.348 2.364 2.381 2.397 2.413 2.430 2.446 2.463 2.480 2.497 2.514 2.531 2.548 2.566 2.583 2.601 Deuda principal 577.248 548.386 519.523 490.661 461.798 432.936 404.074 375.211 346.349 317.486 288.624 259.762 230.899 202.037 173.174 144.312 115.450 86.587 57.725 28.862 0 Reservas 0 10.665 10.738 10.811 10.885 10.959 11.034 11.109 11.185 11.262 11.339 11.416 11.494 11.572 11.652 11.731 11.811 11.892 11.973 12.055 12.137 Subvención 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Capital 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 Total Pasivo 721.560 705.648 676.874 648.100 619.328 590.556 561.784 533.013 504.243 475.473 446.704 417.936 389.168 360.401 331.635 302.869 274.104 245.339 216.576 187.813 159.050

CÁLCULO DEL VAN, TIR Y PERÍODO DE RETORNO DE LA INVERSIÓN EN BASE A CAPITAL INVERTIDO Y DIVIDENDOS REPARTIBLES (sin considerar un valor residual del proyecto,que incluiría el remanente de la subvención).

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20

Capital invertido 144.312 Dividendos repartibles anualmente 0 2.931 14.639 15.756 16.875 17.995 19.117 20.240 21.366 22.493 23.621 24.751 25.883 27.017 28.152 29.289 30.428 31.568 32.710 33.854 34.999 Tasa de descuento aplicable para calcular el VAN 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%Factor de descuento a esa tasa 1,0000 1,0300 1,0609 1,0927 1,1255 1,1593 1,1941 1,2299 1,2668 1,3048 1,3439 1,3842 1,4258 1,4685 1,5126 1,5580 1,6047 1,6528 1,7024 1,7535 1,8061Dividendos descontados 0 2.846 13.799 14.419 14.993 15.523 16.010 16.457 16.866 17.239 17.576 17.881 18.154 18.397 18.612 18.800 18.962 19.099 19.214 19.306 19.378 VA de los dividendos 145.727 VAN de la inversión 1.415

Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Esquema de la inversión -144.312 2.931 14.639 15.756 16.875 17.995 19.117 20.240 21.366 22.493 23.621 24.751 25.883 27.017 28.152 29.289 30.428 31.568 32.710 33.854 34.999 TIR de la inversión 9%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20

Dividendos repartibles 0 2.931 14.639 15.756 16.875 17.995 19.117 20.240 21.366 22.493 23.621 24.751 25.883 27.017 28.152 29.289 30.428 31.568 32.710 33.854 34.999 Dividendos repartibles acumulados (A) 0 2.931 17.570 33.326 50.200 68.195 87.312 107.553 128.918 151.411 175.032 199.783 225.667 252.684 280.836 310.125 340.553 372.121 404.831 438.685 473.684 Capital invertido (B) 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 144.312 A - B -144.312 -141.381 -126.742 -110.986 -94.112 -76.117 -57.000 -36.759 -15.394 7.099 30.720 55.471 81.355 108.372 136.524 165.813 196.241 227.809 260.519 294.373 329.372 Años (el primero que aparece en la fila distinto de 0) 0 0 0 0 0 0 0 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Meses (los primeros que aparecen en la fila distintos de 0) 0 0 0 0 0 0 0 8 -4 -15 -26 -36 -46 -56 -65 -75 -84 -92 -101 #¡DIV/0!

0 0 0 0 0 0 0 16 5 -5 -15 -24 -33 -42 -50 -59 -67 -74 -82 #¡DIV/0!Período de retorno de la inversión Años 8

y Meses 8


96

CUADRO RESUMEN DEL PROYECTO: HIPÓTESIS Y RESULTADOS

ASPECTOS OPERATIVOSInflaciones previstas para esas estimaciones iniciales:Volúmenes iniciales: Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20Venta de electricidad a la red (kWh) 179.520 -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00% -1,00%Otros ingresos derivados de la instalación 0 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50%Precios iniciales:Tarifa eléctrica de venta a la red 0,421 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70% 1,70%Mantenimiento de la instalación 3.000 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50%Servicios, alquileres, derechos y otros 2.300 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50%

ASPECTOS ECONÓMICO-FINANCIEROSTotal de la inversión 721.560 A financiar con recursos propios 144.312 A financiar con subvención a fondo perdido 0 A financiar con deuda 577.248 Plazo de devolución 20Tipo de interés 4,00%Necesidades operativas de fondos (NOF) como % de las ventas14%Tasa de descuento aplicada para calcular el VAN de la inversión3%

RESULTADOSAño 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20

Total de ingresos operativos 0 76177 76698 77221 77749 78280 78814 79353 79895 80440 80990 81543 82100 82661 83225 83794 84366 84942 85522 86107 86695Margen operativo bruto 0 70798 71237 71679 72124 72570 73019 73471 73924 74380 74839 75300 75763 76229 76697 77167 77640 78116 78593 79074 79556Beneficio neto 0 13596 14712 15829 16948 18069 19192 20316 21442 22569 23698 24829 25961 27095 28231 29369 30508 31649 32791 33936 35082Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda (FCD) 0 54306 64859 64822 64786 64752 64719 64688 64659 64632 64606 64582 64559 64538 64519 64501 64485 64471 64459 64448 64439Servicio a la deuda anual 0 51375 50221 49066 47912 46757 45603 44448 43294 42139 40985 39830 38676 37521 36367 35212 34058 32903 31749 30594 29440Ratio de cobertura del servicio anual de la deuda (RCSD)0,00 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2Dividendos distribuibles anualmente 0 2931 14639 15756 16875 17995 19117 20240 21366 22493 23621 24751 25883 27017 28152 29289 30428 31568 32710 33854 34999VAN de la inversión para el accionista 1.415 TIR de la inversión para el accionista 9%Período de retorno (pay-back) de la inversión para el accionistaAños 8

y Meses 8

Resumen gráfico del proyecto

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

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

años

Eu

ros

Beneficio neto Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda (FCD)

Margen operativo bruto Dividendos distribuibles anualmente

Servicio a la deuda anual


97

2.2.8.3.3. Conclusiones Según los resultados obtenidos en las tablas, obtenemos como resultados: VAN > 0 TIR > 3% (Tasa de descuento) Años de retorno de la inversión : 8 años y 8 meses Con éstos datos podemos afirmar la viabilidad de la inversión para la realización de éste tipo de instalaciones pequeñas, pero hoy en día, estan muy al límite de la rentabilidad debido al elevado precio del Wp instalado. Poco a poco la tendencia a la implantación de instalaciones fotovoltaicas va aumentando lentamente, el elevado precio de la inversión produce un impedimento a muchos usuarios interesados, hoy en día, la mayor parte de instalaciones fotovoltaicas de venta a red de potencia superior a 25 kW que se instalan, son para Ayuntamientos, con el único objetivo de dar una imagen de apoyo a las energías renovables.


98

2.2.9. Estudio Estructural

2.2.9.1. Seguidor Solar El seguidor Solar TETRA-TRACK M60, garantiza que es capaz de soportar el peso de las placas.

2.2.9.1.1. Cimentaciones A diferencia de los Seguidores de columna que necesitan una gran cimentación para resistir el empuje del viento que concentra todo el esfuerzo sobre la base de la columna, el TETRA-TRACK® es auto-estable por tener 4 puntos de apoyo distantes entre sí, por lo que la única precaución consiste en evitar que un golpe de viento muy fuerte pueda volcarlo al Este o al Oeste, o que pueda desplazarlo del lugar. Si por desplazamiento de las cimentaciones con el paso del tiempo a consecuencia de las lluvias el seguidor TETRA-TRACK® llegara a moverse ligeramente de su lugar, esto no tendría consecuencias, porque el sistema de orientación haría la corrección oportuna. A continuación se detallan distintas cimentaciones, en función del tipo de terreno en el que se va a colocar el seguidor solar.

2.2.9.2. Campo Solar Fijo En éste caso si es necesario realizar los cálculos necesarios para estudiar que tipo de fijaciones es la más adecuada para soportar los esfuerzos provocados por el empuje del viento y resto de inclemencias meteorológicas. Como los módulos fotovoltaicos van a estar orientados al Sur, el único viento que puede representar un riesgo es el que venga del Norte, ya que es el que realizará las fuerzas de tracción sobre los anclajes, que son más peligrosas que las de compresión. Para hallar las fuerzas que van a actuar sobre los módulos, nos apoyaremos en la siguiente expresión:

F = p · s · sena (27.1) Donde: S Superficie del panel [m2] a Ángulo de inclinación del panel [º] p Presión frontal del viento [N/m2]


99

f2

f

f1

VIENTO

SSuperficie donde actua f

SUR

Figura 35 : Esquema de fuerzas originadas por la acción del viento. La fuerza f del viento perpendicular a la superficie vertical, se descompone en f1, la cual actúa perpendicularmente a la superficie del colector y es la que más importancia tiene. f2, que es paralela, y provoca el deslizamiento del aire, cuyos efectos causan rozamientos y remolinos a lo largo de toda la superficie del módulo.

f1 = f·sena = p·S·sena· sena = p·S· sen2a (27.2) Ø Hipótesis de partida

v [m/s] v [km/h] p [N/m2] p [kp/m2]

30 108 550 56.1

Tabla 44. Hipótesis Ø Datos obtenidos

f1 [N] f1 [kp] Momento de vuelco

[kp·m] 460 46.9 27.63

Tabla 45. Cálculos obtenidos


100

2.2.9.2.1. Cimentaciones Una vez conocido el valor de f1, nos interesa realizar una base de hormigón capaz de soportar y contrarrestar ésta fuerza, para ello se compara ámbos momentos de vuelco y debe cumplir que la base de hormigón sea superior al empuje del viento.

Tabla 46. Parámetros de la base de hormigón


Ancho [m] Alto [m] Largo [m] Densidad hormigón

[kp·m3]

Peso Base [kp]

Momento de vuelco

[kp·m] 0.2 0.2 1 2200 72 36

Diseño de una Central Fotovoltaica de 100 kW 3. Planos

1


- Documento 3. PLANOS


Septiembre de 2006

Diseño de una Central Fotovoltaica de 100 kW 3. Planos

2

PLANOS Plano nº 1 Situación y Emplazamiento Plano nº 2 Distribución de los campos solares, cuarto de protecciones y CT Plano nº 3 Distribución eléctrica en BT Plano nº 4 Distribución de la red de tierras Plano nº 5 Esquema unifilar de la central Plano nº 6 Esquema unifilar de las protecciones Plano nº 7 Esquema Eléctrico del Campo Solar Fijo Grupo 1 Plano nº 8 Esquema Eléctrico del Campo Solar Fijo Grupo 2 Plano nº 9 Esquema Eléctrico del Campo Solar Fijo Grupo 3 Plano nº 10 Esquema Eléctrico del Campo Solar Fijo Grupo 4 Plano nº 11 Esquema Eléctrico del Campo Solar Fijo Grupo 5 Plano nº 12 Esquema Eléctrico del Campo Solar Fijo Grupo 6 Plano nº 13 Esquema Eléctrico del Campo Seguimiento Solar 1 Plano nº 14 Esquema Eléctrico del Campo Seguimiento Solar 2 Plano nº 15 Esquema Eléctrico del Campo Seguimiento Solar 3 Plano nº 16 Esquema Eléctrico del Campo Seguimiento Solar 4 Plano nº 17 Esquema Eléctrico del Campo Seguimiento Solar 5 Plano nº 18 Esquema Eléctrico del Campo Seguimiento Solar 6 Plano nº 19 Esquema Eléctrico del Campo Seguimiento Solar 7 Plano nº 20 Esquema Conexión a Inversores Plano nº 21 Esquema unifilar conexión de protecciones y aislamiento independiente. Plano nº 22 Esquema unifilar del cuadro de potencia de la iluminación de la instalación Plano nº 23 Centro de Transformación. Detalle Constructivo Plano nº 24 Centro de Transformación. Distribución interior Plano nº 25 Centro de Transformación. Red de Tierras Plano nº 26 Centro de Transformación. Esquema Unifilar

SITUACIÓNSIN ESCALA

EMPLAZAMIENTOESCALA A1 1/5.000ESCALA A3 1/10.000

SITUACIÓN

EMPLAZAMIENTO

ESQUEMA RED DE TIERRAS

ESQUEMA CONEXION CELDAS Y TRANSFORMADORES

Diseño de una Central Fotovoltaica de 100 kW 3. Pliego de Condiciones

1


- Documento 4. PLIEGO DE CONDICIONES


Septiembre de 2006


2

PLIEGO DE CONDICIONES

1.0. Indice

1.0. Indice ......................................................................................................................................... 2

1.1. NATURALEZA Y OBJETO...................................................................................................... 4

1.2. DOCUMENTACIÓN DEL CONTRATO DE OBRA.............................................................. 4

1.3. CONDICIONES FACULTATIVAS.......................................................................................... 4

1.3.1. Delimitación general de funciones técnicas ................................................................. 4

1.3.2. Obligaciones y derechos generales del contratista....................................................... 5

1.3.3. Prescripciones generales relativas a los trabajos y a los materiales............................ 7

1.3.4. Recepciones de trabajos cuya contrata haya sido rescindida .................................... 12

1.3.5. legislación técnica ........................................................................................................ 12

1.4. CONDICIONES TÉCNICAS................................................................................................... 13

1.4.1. Condiciones Generales................................................................................................. 13

1.4.1.1.Disposiciones vigentes .......................................................................................... 13

1.4.2. Sistemas generadores fotovoltaicos ............................................................................ 13

1.4.2.1.Estructura soporte .................................................................................................. 14

1.4.3. Inversores...................................................................................................................... 15

1.4.4. Cableado ....................................................................................................................... 16

1.4.5. Conexión a red.............................................................................................................. 16

1.4.6. Medidas......................................................................................................................... 16

1.4.7. Protecciones.................................................................................................................. 16

1.4.8. Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas........................................................ 16

1.4.9. Armónicos y compatibilidad electromagnética .......................................................... 17

1.4.10. Conductores de Cobre y Aluminio en B.T. ................................................................ 17

1.4.10.1. Designación de los cables eléctricos de tensiones nominales hasta 450/750 V.................................................................................................................. 17

1.4.10.2. Designación de los cables eléctricos de tensiones nominales entre 1 kV y 30 kV............................................................................................................................... 19

1.4.10.3. Tipos de cable a utilizar...................................................................................... 20

1.4.10.4. Secciones mínimas.............................................................................................. 21

1.4.10.5. Colores................................................................................................................. 21

1.4.11. Canalización por bandeja Metálica ............................................................................. 22

1.4.12. Cuadros Eléctricos de Distribución............................................................................. 23

1.4.12.1. Construcción ....................................................................................................... 23

1.4.12.2. Características eléctricas generales.................................................................... 24


3

1.4.12.2.1. Embarrados ................................................................................................ 24

1.4.12.3.Conexionados....................................................................................................... 25

1.4.12.3.1.Conexionado de potencia ........................................................................... 25

1.4.12.3.2. Conexionado auxiliar ................................................................................ 26

1.4.12.3.3. Montaje e instalación ................................................................................ 26

1.4.12.4.Características de los dispositivos de maniobra y protección........................... 27

1.4.12.4.1. Interruptores automáticos compactos....................................................... 27

1.4.12.4.2. Protección diferencial................................................................................ 28

1.4.12.4.3.Interruptores automáticos........................................................................... 29

1.4.13. Alumbrado.................................................................................................................... 30

1.4.13.1. Materiales ............................................................................................................ 30

1.4.13.2. Normas de instalación ........................................................................................ 32

1.4.13.3. Pruebas ................................................................................................................ 33

1.4.14. Centro de transformación ............................................................................................ 33

1.4.14.1. Calidad de los materiales.................................................................................... 33

1.4.14.2. Aparamenta de Alta Tensión.............................................................................. 34

1.4.14.3. Condiciones de uso, mantenimiento y seguridad.............................................. 35

1.4.14.4. Certificados y documentación............................................................................ 36

1.4.14.5. Libro de órdenes ................................................................................................. 37

1.4.15. Precios. Composición de los precios unitarios........................................................... 37


4

1.1. NATURALEZA Y OBJETO El presente Pliego General de Condiciones tiene por finalidad regular la ejecución de las obras fijando los niveles técnicos y de la calidad exigible, precisando las intervenciones que corresponden, según el contrato y con arreglo a la Legislación aplicable a la Propiedad, al Contratista de la misma, sus técnicos y encargados, así como las relaciones entre todos ellos y sus correspondientes obligaciones en orden al cumplimiento del contrato de obra.

1.2. DOCUMENTACIÓN DEL CONTRATO DE OBRA Integran el contrato los siguientes documentos relacionados por orden de prelación en cuanto al valor de sus especificaciones en caso de omisión o aparente contradicción:

1.- Las condiciones fijadas en el propio documento de Contrato. 2.- El Pliego de Condiciones. 3.- El resto de la documentación de Proyecto (memoria, planos, mediciones y presupuestos.

El presente proyecto se refiere a una obra de nueva construcción, siendo por tanto susceptible de ser entregada al uso a que se destina una vez finalizada la misma. Las órdenes e instrucciones de la Dirección Facultativa de las obras se incorporan al Proyecto como interpretación, complemento o precisión de sus determinaciones. En cada documento, las especificaciones literales prevalecen sobre las gráficas y en los planos, la cota prevalece sobre la medida a escala.

1.3. CONDICIONES FACULTATIVAS

1.3.1. Delimitación general de funciones técnicas Ø Técnico Facultativo

Corresponde al Técnico Facultativo del presente proyecto:

- Redactar los complementos o rectificaciones del proyecto que se precisen. - Asistir a las obras, cuantas veces lo requiera su naturaleza y complejidad, a fin de resolver las contingencias que se produzcan e impartir las órdenes complementarias que sean precisas para conseguir la correcta solución. - Coordinar la intervención en obra de otros técnicos que, en su caso, concurran a la dirección con función propia en aspectos parciales de su especialidad. - Aprobar las certificaciones parciales de obra, la liquidación final y asesorar al promotor en el acto de la recepción. - Planificar, a la vista del proyecto, del contrato y de la normativa técnica de aplicación el control de calidad y económico de las obras. - Redactar cuando sea requerido el estudio de los sistemas adecuados a los riesgos del trabajo en la realización de la obra y aprobar el Plan de Seguridad e Higiene para la aplicación del mismo. - Efectuar el replanteo de la obra y preparar el acta correspondiente, suscribiéndola en unión del Contratista. - Comprobar las instalaciones provisionales, medios auxiliares y sistemas de seguridad e higiene en el trabajo, controlando su correcta ejecución. - Ordenar y dirigir la ejecución material con arreglo al proyecto, a las normas técnicas y a las reglas de la buena construcción.


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- Realizar o disponer las pruebas o ensayos de materiales, instalaciones y demás unidades de obra según las frecuencias de muestreo programadas en el plan de control, así como efectuar las demás comprobaciones que resulten necesarias para asegurar la calidad constructiva de acuerdo con el proyecto y la normativa técnica aplicable. De los resultados informará puntualmente al Contratista, impartiéndole, en su caso, las órdenes oportunas; de no resolverse la contingencia adoptará las medidas que correspondan. - Realizar las mediciones de obra ejecutada y dar conformidad, según las relaciones establecidas, a las certificaciones valoradas y a la liquidación de la obra. - Suscribir el certificado final de obra.

Ø Contratista

Corresponde al Contratista:

- Organizar los trabajos de construcción, redactando los planes de obras que se precisen y proyectando o autorizando las instalaciones provisionales y medios auxiliares de la obra. - Elaborar, cuando se requiera, el Plan de Seguridad e Higiene de la obra en aplicación del estudio correspondiente y disponer en todo caso la ejecución de las medidas preventivas, velando por su cumplimiento y por la observancia de la normativa vigente en materia de seguridad e higiene en el trabajo, en concordancia con las previstas en la Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el Trabajo aprobada por O.M. 9-3-71. - Suscribir con el Director Técnico el acta del replanteo de la obra. - Ostentar la jefatura de todo el personal que intervenga en la obra y coordinar las intervenciones de los subcontratistas. - Asegurar la idoneidad de todos y cada uno de los materiales y elementos constructivos que se utilicen, comprobando los preparativos en obra y rechazando, por iniciativa propia o por prescripción del Director Técnico, los materiales y/o suministros que no cuenten con las garantías o documentos de idoneidad requeridos por las normas de aplicación. - Preparar las certificaciones parciales de obra y la propuesta de liquidación final. - Suscribir con el Promotor las actas de recepción provisional y definitiva. - Concertar los seguros de accidentes de trabajo y de daños a terceros durante la obra. - Deberá tener siempre en la obra un número proporcionado de obreros a la extensión de los trabajos.

1.3.2. Obligaciones y derechos generales del contratista

VERIFICACIÓN DE LOS DOCUMENTOS DEL PROYECTO Antes de dar comienzo a las obras, el Contratista consignará por escrito que la documentación aportada le resulta suficiente para la comprensión de la totalidad de la obra contratada o, en caso contrario, solicitará las aclaraciones pertinentes. El Contratista se sujetará a las Leyes, Reglamentos y Ordenanzas vigentes, así como a las que se dicten durante la ejecución de la obra. PLAN DE SEGURIDAD E HIGIENE El Contratista, a la vista del Proyecto de Ejecución, conteniendo, en su caso, el Estudio de Seguridad e Higiene, presentará el Plan de Seguridad e Higiene de la obra a la aprobación del Técnico de la Dirección Facultativa.


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OFICINA EN LA OBRA El Contratista habilitará en la obra una oficina o zona en la que existirá una mesa o tablero adecuado, en el que puedan extenderse o consultarse los planos. En dicha oficina tendrá siempre el Contratista a disposición de la Dirección Facultativa:

- El Proyecto de Ejecución completo. - La Licencia de Obras. - El Libro de Ordenes y Asistencias. - El Plan de Prevención de Riesgos Laborales. - El Libro de Incidencias. - El Reglamento y Ordenanza de Seguridad e Higiene en el Trabajo. - La Documentación de los Seguros.

PRESENCIA DEL CONTRATISTA El Contratista viene obligado a comunicar a la Propiedad la persona designada como delegado suyo en la obra, que tendrá carácter de jefe de la misma, con dedicación plena y con facultades para representarla y adoptar en todo momento cuantas disposiciones competan a la contrata. Serán sus funciones las del Contratista según se especifica en el artículo 5º. Cuando la importancia de las obras lo requiera y así se consigne en el “Pliego de Condiciones Particulares de índole Facultativa”, el delegado del Contratista será un facultativo de grado superior o grado medio, según los casos. El Pliego de Condiciones particulares determinará el personal facultativo o especialista que el Contratista se obligue a mantener en la obra como mínimo, y el tiempo de dedicación comprometido. El incumplimiento de esta obligación o, en general, la falta de cualificación suficiente por parte del personal según la naturaleza de los trabajos, facultará el Arquitecto para ordenar la paralización de las obras, sin derecho a reclamación alguna, hasta que se subsane la deficiencia. El jefe de la obra, por sí mismo o por medio de sus técnicos encargados, estará presente durante la jornada legal de trabajo y acompañará al Técnico Facultativo, en las visitas que haga a las obras, poniéndose a su disposición para la práctica de los reconocimientos que se consideren necesarios y suministrándole los datos precisos para la comprobación de mediciones y liquidaciones. TRABAJOS NO ESTIPULADOS EXPRESAMENTE TRABAJOS Es obligación de la contrata el ejecutar cuanto sea necesario para la buena construcción y aspecto de las obras, aún cuando no se halle expresamente determinado en los documentos de Proyecto, siempre que, sin separarse de su espíritu y recta interpretación, lo disponga el Técnico Facultativo dentro de los límites de posibilidades que los presupuestos habiliten para cada unidad de obra y tipo de ejecución. El Contratista, de acuerdo con la Dirección Facultativa, entregará en el acto de la recepción provisional, los planos de todas las instalaciones ejecutadas en la obra, con las modificaciones o estado definitivo en que hayan quedado. El Contratista se compromete igualmente a entregar las autorizaciones que preceptivamente tienen que expedir las Delegaciones Provinciales de Industria, Sanidad, etc., y autoridades locales, para la puesta en servicio de las referidas instalaciones. Son también por cuenta del Contratista, todos los arbitrios, licencias municipales, vallas, alumbrado, multas, etc., que ocasionen las obras desde su inicio hasta su total terminación.


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INTERPRETACIONES, ACLARACIONES Y MODIFICACIONES DE LOS DOCUMENTOS DEL PROYECTO Cuando se trate de aclarar, interpretar o modificar preceptos de los Pliegos de Condiciones o indicaciones de los planos o croquis, las órdenes e instrucciones correspondientes se comunicarán precisamente por escrito al Contratista estando éste obligado a su vez, a devolver los originales o las copias suscribiendo con su firma al enterado, que figurará al pie de todas las órdenes, avisos o instrucciones que reciba del Técnico Facultativo. Cualquier reclamación que en contra de las disposiciones tomadas por éstos crea oportuno hacer el Contratista, habrá que dirigirla, dentro precisamente del plazo de tres días, a quien la hubiera dictado, el cual dará al Contratista, el correspondiente recibo, si éste lo solicitase. El Contratista podrá requerir del Técnico Facultativo, las instrucciones o aclaraciones que se precisen para la correcta interpretación y ejecución de lo proyectado. RECLAMACIONES CONTRA LAS ÓRDENES DE LA DIRECCIÓN FACULTATIVA Las reclamaciones que el Contratista quiera hacer contra las órdenes o instrucciones dimanadas de la Dirección Facultativa, sólo podrá presentarlas, ante la Propiedad, si son de orden económico y de acuerdo con las condiciones estipuladas en los Pliegos de Condiciones correspondientes. Contra disposiciones de orden técnico del Ingeniero, no se admitirá reclamación alguna, pudiendo el Contratista salvar su responsabilidad, si lo estima oportuno, mediante exposición razonada dirigida al Ingeniero, el cual podrá limitar su contestación al acuse del recibo, que en todo caso será obligatorio para este tipo de reclamaciones. FALTAS DE PERSONAL Director Facultativo, en supuestos de desobediencia a sus instrucciones, manifiesta incompetencia o negligencia grave que comprometan o perturben la marcha de los trabajos, podrá requerir el Contratista para que a parte de la obra a los dependientes u operarios causantes de la perturbación. El Contratista podrá subcontratar capítulos o unidades de obra a otros contratistas e industriales, con sujeción en su caso, a lo estipulado en el Pliego de Condiciones Particulares y sin perjuicio de sus obligaciones como Contratista general de la obra.

1.3.3. Prescripciones generales relativas a los trabajos y a los materiales CAMINOS Y ACCESOS El Contratista dispondrá por su cuenta los accesos a la obra y el cerramiento o vallado de ésta. Así mismo el Contratista se obligará a la colocación en lugar visible, a la entrada de la obra, de un cartel exento de panel metálico sobre estructura auxiliar donde se reflejarán los datos de la obra con relación al título de la misma y nombres de los técnicos competentes, cuyo diseño deberá ser aprobado previamente a su colocación por la Dirección Facultativa.


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REPLANTEO El Contratista iniciará las obras con el replanteo de las mismas en el terreno, señalando las referencias principales que mantendrá como base de ulteriores replanteos parciales. Dichos trabajos se considerarán a cargo del Contratista e incluidos en su oferta. El Contratista someterá al replanteo a la aprobación del Director Facultativo y una vez éste haya dado su conformidad preparará un acta acompañada de un plano que deberá ser aprobada, siendo responsabilidad del Constructor la omisión de este trámite. COMIENZO DE LA OBRA. RITMO DE EJECUCIÓN DE LOS TRABAJOS El Contratista dará comienzo a las obras en el plazo marcado en el Pliego de Condiciones Particulares, desarrollándolas en la forma necesaria para que dentro de los periodos parciales en aquel señalados queden ejecutados los trabajos correspondientes y, en consecuencia, la ejecución total se lleve a efecto dentro del plazo exigido en el Contrato. Obligatoriamente y por escrito, deberá el Contratista dar cuenta al Director Facultativo del comienzo de los trabajos al menos con tres días de antelación. ORDEN DE LOS TRABAJOS En general, la determinación del orden de los trabajos es facultad de la contrata, salvo aquellos casos en los que, por circunstancias de orden técnico, estime conveniente su variación la Dirección Facultativa.

FACILIDADES PARA OTROS CONTRATISTAS De acuerdo con lo que requiera la Dirección Facultativa, el Contratista General deberá dar todas las facilidades razonables para la realización de los trabajos que le sean encomendados a todos los demás. Contratistas que intervengan en la obra. Ellos sin perjuicio de las compensaciones económicas a que haya lugar entre Contratistas por utilización de medios auxiliares o suministros de energía u otros conceptos. En caso de litigio, ambos Contratistas estarán a lo que resuelva la Dirección Facultativa. AMPLIACIÓN DEL PROYECTO POR CAUSAS IMPREVISTAS O DE FUERZA MAYOR Cuando sea preciso por motivos imprevistos o por cualquier accidente, ampliar el Proyecto, no se interrumpirán los trabajos, continuándose según las instrucciones dadas por el Ingeniero en tanto se formula o se tramita el Proyecto Reformado. El Contratista está obligado a realizad con su personal y sus materiales cuando la Dirección de las obras disponga para apeos, apuntalamientos, derribos, recalzos o cualquier otra obra de carácter urgente. PRÓRROGA POR CAUSA DE FUERZA MAYOR Si por causa de fuerza mayor o independiente de la voluntad del Contratista, éste no pudiese comenzar las obras, o tuviera que suspenderlas, o no le fuera posible terminarlas en los plazos prefijados, se le otorgará una prórroga proporcionada para el cumplimiento de la contrata, previo informe favorable del Director Técnico. Para ello, el Contratista expondrá, en escrito dirigido al Director Técnico, la causa que impide la ejecución o la marcha de los


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trabajos y el retraso que por ello se originaría en los plazos acordados, razonando debidamente la prórroga que por dicha causa solicita. RESPONSABILIDAD DE LA DIRECCIÓN FACULTATIVA EN EL RETRASP DE LA OBRA El Contratista no podrá excusarse de no haber cumplido los plazos de obra estipulados, alegando como causa la carencia de planos u órdenes de la Dirección Facultativa, a excepción del caso en que habiéndolo solicitado por escrito no se le hubiese proporcionado. CONDICIONES GENERALES DE EJECUCIÓN DE LOS TRABAJOS Todos los trabajos se ejecutarán con estricta sujeción al Proyecto, a las modificaciones del mismo que previamente hayan sido aprobadas y a las órdenes e instrucciones que bajo su responsabilidad y por escrito entregue el Director Técnico al Constructor, dentro de las limitaciones presupuestarias. OBRAS OCULTAS De todos los trabajos y unidades de obra que hayan de quedar ocultos a la terminación de La instalación, se levantarán los planos precisos para que queden perfectamente definidos; estos documentos se extenderán por triplic ado, siendo entregados: uno, al Arquitecto; otro a la Propiedad; y el tercero, al Contratista, firmados todos ellos por los tres. Dichos planos, que deberán ir suficientemente acotados, se considerarán documentos indispensables e irrecusables para efectuar las mediciones.

TRABAJOS DEFECTUOSOS El Contratista debe emplear los materiales que cumplan las condiciones exigidas en las “Condiciones Generales y Particulares de índole Técnica” del Pliego de Condiciones y realizará todos y cada uno de los trabajos contratados de acuerdo con lo especificado también en dicho documento. Por ello, y hasta que tenga lugar la recepción definitiva del edificio es responsable de la ejecución de los trabajos que ha contratado y de las faltas y defectos que en éstos puedan existir por su mala gestión o por la deficiente calidad de los materiales empleados o aparatos colocados, sin que le exima de responsabilidad el control que compete al Ingeniero, ni tampoco el hecho de que los trabajos hayan sido valorados en las certificaciones parciales de obra, que siempre serán extendidas y abonadas a buena cuenta. Como consecuencia de lo anteriormente expresado, cuando el Ingeniero advierta vicios o defectos en los trabajos citados, o que los materiales empleados o los aparatos colocados no reúnen las condiciones preceptuadas, ya sea en el curso de la ejecución de los trabajos, o finalizados éstos, y para verificarse la recepción definitiva de la obra, podrá disponer que las partes defectuosas demolidas y reconstruidas de acuerdo con lo contratado, y todo ello a expensas de la contrata. Si ésta no estimase justa la decisión y se negase a la demolición y reconstrucción o ambas, se planteará la cuestión ante la Propiedad, quien resolverá.


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VICIOS OCULTOS Si el Ingeniero tuviese fundadas razones para creer en la existencia de vicios ocultos de construcción en las obras ejecutadas, ordenará efectuar en cualquier tiempo, y antes de la recepción definitiva, los ensayos, destructivos o no, que crea necesarios para reconocer los trabajos que suponga defectuosos. Los gastos que se observen serán de cuenta del Contratista, siempre que los vicios existan realmente. DE LOS MATERIALES Y LOS APARATOS. SU PROCEDENCIA El Contratista tiene libertad de proveerse de los materiales y aparatos de todas clases en los puntos que le parezca conveniente, excepto en los casos en que el Pliego Particular de Condiciones Técnicas preceptúe una procedencia determinada. Obligatoriamente, y para proceder a su empleo o acopio, el Constructor deberá presentar al Ingeniero una lista completa de los materiales y aparatos que vaya a utilizar en la que se indiquen todas las indicaciones sobre las marcas, calidades, procedencia e idoneidad de cada uno de ellos. MATERIALES NO UTILIZABLES El Contratista, a su costa, transportará y colocará, agrupándolos ordenadamente y en el lugar adecuado, los materiales procedentes de las excavaciones, derribos, etc., que no sean utilizables en la obra. Se retirarán de ésta o se llevarán al vertedero, cuando así estuviese establecido en el Pliego de Condiciones Particulares vigentes en la obra. Si no hubiesen preceptuado nada sobre el particular, se retirarán de ella cuando así lo ordene el Ingeniero.

GASTOS OCASIONADOS POR PRUEBAS Y ENSAYOS Todos los gastos originados por las pruebas y ensayos de materiales o elementos que intervengan en la ejecución de las obras, serán de cuenta de la contrata. Todo ensayo que no haya resultado satisfactorio o que no ofrezca las suficientes garantías podrá comenzarse de nuevo a cargo del mismo. LIMPIEZA DE LAS OBRAS E INSTALACIONES Es obligación del Contratista mantener limpias las obras y sus alrededores, tanto de escombros como de materiales sobrantes, hacer desaparecer las instalaciones provisionales que no sean necesarias, así como adoptar las medidas y ejecutar todos los trabajos que sean necesarios para que la obra ofrezca un buen aspecto. OBRAS SIN PRESCRIPCIONES En la ejecución de trabajos que entran en la construcción de las obras y para los cuales no existan prescripciones consignadas explícitamente en este Pliego ni en la restante documentación del Proyecto, el Contratista se atendrá, en primer térmico, a las instrucciones que dicte la Dirección Facultativa de las obras y, en segundo lugar, a las reglas y prácticas de la buena construcción.


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RECEPCIÓN PROVISIONAL DE LA OBRA Quince días antes de dar fin a las obras, comunicará el Ingeniero, a la Propiedad la proximidad de su terminación a fin de convenir la fecha para el acto de Recepción Provisional. Ésta se realizará con la intervención de un Técnico designado por la Propiedad, del Contratista y del Ingeniero. Practicando un detenido reconocimiento de las obras, se extenderá un acta con tantos ejemplares como intervinientes y firmados todos ellos. Desde ésta fecha empezará a correr el plazo de garantía, si las obras se hallasen en estado de ser admitidas. Seguidamente, la Dirección Facultativa extenderá el correspondiente Certificado Final de Obra. Cuando las obras no se hallen en estado de ser recibidas, se hará constar en el acta y se dará al Contratista las oportunas instrucciones para remediar los defectos observados, fijando un plazo para subsanarlos, expirando el cual, se efectuará un nuevo reconocimiento a fin de proceder a la recepción provisional de la obra. Si el Contratista no hubiese cumplido, podrá declararse resuelto el contrato con perdida de la fianza. Al realizarse la Recepción Provisional de las Obras, deberá presentar el Contratista las pertinentes autorizaciones de los Organismos Oficiales de la Provincia, para el uso y puesta en servicio de las instalaciones que así lo requieran. No se efectuará esa Recepción Provisional, ni como es lógico la Definitiva, si no se cumple este requisito. DOCUMENTACIÓN DE LA OBRA El Ingeniero Director facilitará a la Propie dad la documentación final de las obras, con las especificaciones y contenido dispuesto por la legislación vigente.

MEDICIÓN DEFINITIVA DE LOS TRABAJOS Y LIQUIDACIÓN PROVISIONAL DE LA OBRA Recibidas provisionalmente las obras, se procederá inmediatamente por el Ingeniero a su medición definitiva, con precisa asistencia del Contratista o de su representante. Se extenderá la oportuna certificación por triplicado que, aprobada por el Ingeniero con su firma, servirá para el abono por la Propiedad del saldo resultante salvo la cantidad retenida en concepto de fianza. PLAZO DE GARANTÍA El plazo de garantía será de doce meses, y durante este periodo el Contratista corregirá los defectos observados, eliminará las obras rechazadas y reparará las averías que por esta causa se produjeran, todo ello por su cuenta y sin derecho a indemnización alguna, ejecutándose en caso de resistencia dichas obras por la Propiedad con cargo a la fianza. El Contratista garantiza a la Propiedad contra toda reclamación de tercera persona, derivada del incumplimiento de sus obligaciones económicas o disposiciones legales relacionadas con la obra. Una vez aprobada la Recepción y Liquidación Definitiva de las obras. Tras la Recepción Definitiva de la obra, el Contratista quedará relevado de toda responsabilidad salvo en lo referente a los vicios ocultos de la construcción.


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CONSERVACIÓN DE LAS OBRAS RECIBIDAS PROVISIONALMENTE Los gastos de conservación durante el plazo de garantía comprendido entre las recepciones provisionales y defin itiva, correrán a cargo del Contratista. Por lo tanto, el Contratista durante el plazo de garantía será el conservador de la instalación, donde tendrá el personal suficiente para atender a todas las averías y reparaciones que puedan presentarse, aunque el establecimiento fuese ocupado o utilizado por la Propiedad, antes de la Recepción Definitiva. DE LA RECEPCIÓN DEFINITIVA La Recepción Definitiva se verificará después de transcurrido el plazo de garantía en igual forma y con las mismas formalidades que la Provisional, a partir de cuya fecha cesará la obligación del Contratista de reparar a su cargo aquellos desperfectos inherentes a la norma conservación de los edificios y quedarán sólo subsistentes todas las responsabilidades que pudieran alcanzarle por vicios de la construcción. PRÓRROGA DEL PLAZO DE GARANTÍA Si al proceder al reconocimiento para la recepción definitiva de la obra, no se encontrase ésta en las condiciones debidas, se aplazará dicha Recepción Definitiva y el Ingeniero Director marcará al Contratista los plazos y formas en que deberán realizarse las obras necesarias y, de no efectuarse dentro de aquellos, podrá resolverse el contrato con pérdidas de la fianza.

1.3.4. Recepciones de trabajos cuya contrata haya sido rescindida En el caso de resolución del contrato, el Contratista vendrá obligado a retirar, en el plazo que se fije en el Pliego de Condiciones Particulares, la maquinaria, medios auxiliares, instalaciones, etc., a resolver los subcontratos que tuviese concertados y a dejar la obra en condiciones de ser reanudadas por otra empresa. Las obras y trabajos terminados por completo se recibirán provisionalmente con los trámites establecidos. Para las obras y trabajos no terminados pero aceptables a juicio del Ingeniero, se efectuará una sola recepción definitiva.

1.3.5. legislación técnica Regirán en la relación del presente proyecto las siguientes legislaciones técnicas:

- Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (R.E.B.T.) e Instrucciones Técnicas Complementarias (L.T.C.) de fecha 2 de agosto de 2.002. - Reglamento de Estaciones de Transformación de fecha 10 de octure de 1.981, e Instrucciones Técnicas Complementarias (MIE.RAT) de fecha 1 de agosto de 1.984. - Norma Tecnológica de la Edificación (CNTE-IPP/1.973), “Instalaciones de Protección. Pararrayos”, de fecha 10 de marzo de 1.973. - Reglamento de Seguridad para Plantas e Instalaciones Frigoríficas de fecha 8 de septiembre de 1.977.


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1.4. CONDICIONES TÉCNICAS

1.4.1. Condiciones Generales CALIDAD DE LOS MATERIALES Todos los materiales a emplear en la presente obra serán de primera calidad y reunirán las condiciones exigidas en las condiciones generales de índole técnica previstas en el Pliego de Condiciones y demás disposiciones vigentes referentes a materiales y prototipos. MATERIALES NO CONSIGNADOS EN EL PROYECTO Los materiales no consignados en el proyecto que dieran lugar a precios contradictorios reunirán las condiciones de bondad necesarias, a juicio de la Dirección Facultativa, no teniendo el Contratista derecho a reclamación alguna por estas condiciones exigidas.

1.4.1.1. Disposiciones vigentes Todas las instalaciones que se ejecuten en el desarrollo del presente Proyecto deberán cumplir en primer lugar los siguientes reglamentos:

- Reglamento de Líneas de Alta Tensión, aprobado por Orden Ministerial de fecha 26 de noviembre de 1.968. - Reglamento de estaciones Transformadoras, aprobado por Orden Ministerial de fecha 23 de Febrero de 1.949. - Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, aprobado por Real Decreto de fecha 2 de agosto de 2.002. - Reglamento de Verificaciones Eléctricas y Regularidad en el Suministro de Energía, aprobado por Decreto de fecha 12 de Marzo de 1.954.

1.4.2. Sistemas generadores fotovoltaicos

Todos los módulos deberán satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215 para módulos de silicio cristalino, o UNE-EN 61646 para módulos fotovoltaicos capa delgada, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido (por ejemplo, Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica del Departamento de Energías Renovables del CIEMAT, Joint Research Centre Ispra, etc.), lo que se acreditará mediante la presentación del certificado oficial correspondiente. El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo y nombre o logotipo del fabricante, así como una identificación individual o número de serie trazable a la fecha de fabricación. Se utilizarán módulos que se ajusten a las características técnicas descritas a continuación. Los módulos deberán llevar los diodos de derivación para evitar las posibles averías de las células y sus circuitos por sombreados parciales y tendrán un grado de protección IP61. Los marcos laterales, si existen, serán de aluminio o acero inoxidable. Para que un módulo resulte aceptable, su potencia máxima y corriente de cortocircuito reales referidas a condiciones estándar deberán estar comprendidas en el margen del ± 10 % de los correspondientes valores nominales de catálogo.


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Será rechazado cualquier módulo que presente defectos de fabricación como roturas o manchas en cualquiera de sus elementos así como falta de alineación en las células o burbujas en el encapsulante. Se valorará positivamente una alta eficiencia de las células. La estructura del generador se conectará a tierra. Por motivos de seguridad y para facilitar el mantenimiento y reparación del generador, se instalarán los elementos necesarios (fusibles, interruptores, etc.) para la desconexión, de forma independiente y en ambos terminales, de cada una de las ramas del resto del generador.

1.4.2.1. Estructura soporte Las estructuras soporte deberán cumplir las especificaciones de este apartado. En todos los casos se dará cumplimiento a lo obligado por la NBE y demás normas aplicables. La estructura soporte de módulos ha de resistir, con los módulos instalados, las sobrecargas del viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en la normativa básica de la edificación NBE-AE-88. El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de módulos, permitirá las necesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos, siguiendo las indicaciones del fabricante. Los puntos de sujeción para el módulo fotovoltaico serán suficientes en número, teniendo en cuenta el área de apoyo y posición relativa, de forma que no se produzcan flexiones en los módulos superiores a las permitidas por el fabricante y los métodos homologados para el modelo de módulo. El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación especificado para el generador fotovoltaico, teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje, y la posible necesidad de sustituciones de elementos. La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes ambientales. La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder, en su caso, al galvanizado o protección de la estructura. La tornillería será realizada en acero inoxidable, cumpliendo la norma MV-106. En el caso de ser la estructura galvanizada se admitirán tornillos galvanizados, exceptuando la sujeción de los módulos a la misma, que serán de acero inoxidable. Los topes de sujeción de módulos y la propia estructura no arrojarán sombra sobre los módulos. En el caso de instalaciones integradas en cubierta que hagan las veces de la cubierta del edificio, el diseño de la estructura y la estanqueidad entre módulos se ajustará a las exigencias de las Normas Básicas de la Edificación y a las técnicas usuales en la construcción de cubiertas. Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos, tanto sobre superficie plana (terraza) como integrados sobre tejado, cumpliendo lo especificado en el calculo de sombras. Se incluirán todos los accesorios y bancadas y /o anclajes. La estructura soporte será calculada según la norma MV-103 para soportar cargas extremas debidas a factores climatológicos adversos, tales como viento, nieve, etc. Si está construida con perfiles de acero laminado conformado en frío, cumplirá la norma MV-102 para garantizar todas sus características mecánicas y de composición química. Si es del tipo galvanizada en caliente, cumplirá las normas UNE 37-501 y UNE 37-508, con un espesor mínimo de 80 micras para eliminar las necesidades de mantenimiento y prolongar su vida útil.


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1.4.3. Inversores Serán del tipo adecuado para la conexión a la red eléctrica, con una potencia de entrada variable para que sean capaces de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día. Las características básicas de los inversores serán las siguientes:

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

Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética (ambas serán certificadas por el fabricante), incorporando protecciones frente a:

– Cortocircuitos en alterna. – Tensión de red fuera de rango. – Frecuencia de red fuera de rango. – Sobretensiones, mediante varistores o similares. – Perturbaciones presentes en la red como microcortes, pulsos, defectos de ciclos, ausencia y retorno de la red, etc.

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

- Encendido y apagado general del inversor. - Conexión y desconexión del inversor a la interfaz CA. Podrá ser externo al inversor.

Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes:

– El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en condiciones de irradiancia solar un 10 % superiores a las 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.


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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.

1.4.4. Cableado Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados y protegidos de acuerdo a la normativa vigente. Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos. Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los conductores de la parte CC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior del 1,5 % y los de la parte CA para que la caída de tensión sea inferior del 2 %, teniendo en ambos casos como referencia las tensiones correspondientes a cajas de conexiones. Se incluirá toda la longitud de cable CC y CA. Deberá tener la longitud necesaria para no generar esfuerzos en los diversos elementos ni posibilidad de enganche por el tránsito normal de personas. Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuado para su uso en intemperie, al aire o enterrado, de acuerdo con la norma UNE 21123.

1.4.5. Conexión a red Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663 /2000 (artículos 8 y 9) sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión, y con el esquema unifilar que aparece en la Resolución de 31 de mayo de 2001.

1.4.6. Medidas Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663 /2000 (artículo 10) sobre medidas y facturación de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.

1.4.7. Protecciones Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663 /2000 (artículo 11) sobre protecciones en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión y con el esquema unifilar que aparece en la Resolución de 31 de mayo de 2001. En conexiones a la red trifásicas las protecciones para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 Un y 0,85 Un respectivamente) serán para cada fase.

1.4.8. Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663 /2000 (artículo 12) sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. Cuando el aislamiento galvánico entre la red de distribución de baja tensión y el generador fotovoltaico no se realice mediante un transformador de aislamiento, se explicarán en la Memoria de Solicitud y de Diseño o Proyecto los elementos utilizados para garantizar esta condición.


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Todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección continua como de la alterna, estarán conectados a una única tierra. Esta tierra será independiente de la del neutro de la empresa distribuidora, de acuerdo con el Reglamento de Baja Tensión.

1.4.9. Armónicos y compatibilidad electromagnética Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663 /2000 (artículo 13) sobre armónicos y compatibilidad electromagnética en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.

1.4.10. Conductores de Cobre y Aluminio en B.T.

1.4.10.1. Designación de los cables eléctricos de tensiones nominales hasta 450/750 V

La designación de los cables eléctricos aislados de tensión nominal hasta 450/750 V se designarán según las especificaciones de la norma UNE 20.434, que corresponden a un sistema armonizado (Documento de armonización HD-361 de CENELEC) y por tanto son de aplicación en todos los países de Europa Occidental. El sistema utilizado en la designación es una secuencia de símbolos ordenados, que tienen los siguientes significados:


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1: Indicará los valores de Uo y U en la forma Uo/U expresado en kV, siendo: Uo = Valor eficaz entre cualquier conductor aislado y tierra. U = Valor eficaz entre 2 conductores de fase cualquiera de un cable multipolar o de un sistema de cablesunipolares.

2: En los conductores "oropel" no se especifica la sección nominal después del símbolo Y. En esta tabla se incluyen los símbolos utilizados en la denominación de los tipos constructivos de los cables de uso general en España de las siguientes normas UNE:

– UNE 21.031 (HD-21) Cables aislados con PVC de tensiones nominales inferiores o iguales a 450/750 V.

– UNE 21.027 (HD-22) Cables aislados con goma de tensiones nominales inferiores o iguales a 450/750 V.

– UNE 21.153 (HD-359) Cables flexibles planos con cubierta de PVC. – UNE 21.031-13 Cables aislados de policloruro de vinilo (PVC) de tensiones

asignadas inferiores o iguales a 450/750 V. Parte 13: Cables de dos o más conductores con cubierta de PVC resistente al aceite.


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1.4.10.2. Designación de los cables eléctricos de tensiones nominales entre 1 kV Y 30 kV

La designación de los cables de tensiones nominales entre 1 y 30 kV se realizará de acuerdo con la norma UNE 21.123. Las siglas de la designación indicarán las siguientes características:

• Tipo constructivo • Tensión nominal del cable en kV • Indicaciones relativas a los conductores


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1: Indicará los valores de Uo y U en la forma Uo/U expresado en kV, siendo: Uo = Valor eficaz entre cualquier conductor aislado y tierra. U = Valor eficaz entre 2 conductores de fase cualquiera de un cable multipolar o de un sistema de cables unipolares.

1.4.10.3. Tipos de cable a utilizar Los conductores aislados serán del tipo y denominación que se fijan en el Proyecto y para cada caso particular, pudiendo sustituirse por otros de denominación distinta siempre que sus características técnicas se ajusten al tipo exigido. Se ajustarán a las Normas UNE 21.031, 21.022 y 21.123. Los conductores a utilizar serán, salvo que se especifiquen otros distintos en otros documentos del proyecto, los siguientes:

• Los conductores que constituyen las líneas de alimentación a cuadros eléctricos corresponderán a la designación VV 0,6/1 kV. • Los conductores de potencia para la alimentación a motores corresponderán a la designación VV 0,6/1 kV. • Los cables para las líneas de mando y control corresponderán a la designación VV500F.

En las instalaciones en las cuales se especifique que deban colocarse cables no propagadores del incendio y sin emisión de humos ni gases tóxicos y corrosivos (UNE 21031), éstas deberán satisfacer los niveles de seguridad siguientes:


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1.4.10.4. Secciones mínimas Las secciones mínimas utilizadas serán de 1,5 mm2 en las líneas de mando y control y de 2,5 mm2 en las líneas de potencia.

1.4.10.5. Colores Los colores de los conductores aislados estarán de acuerdo con la norma UNE 21.089, y serán los de la siguiente tabla:

COLOR CONDUCTOR

Amarillo-verde Protección

Azul claro Neutro

Negro Fase

Marrón Fase

Gris Fase

Para la colocación de los conductores se seguirá lo señalado en la Instrucción ITC-BT-20. Identificación Cada extremo del cable habrá de suministrarse con un medio autorizado de identificación. Este requisito tendrá vigencia especialmente para todos los cables que terminen en la parte posterior o en la base de un cuadro de mandos y en cualquier otra circunstancia en que la función del cable no sea evidente de inmediato. Los medios de identificación serán etiquetas de plástico rotulado, firmemente sujetas al cajetín que precinta el cable o al cable. Los conductores de todos los cables de control habrán de ir identificados a título individual en todas las terminaciones por medio de células de plástico autorizadas que lleven rotulados caracteres indelebles, con arreglo a la numeración que figure en los diagramas de cableado pertinentes.


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1.4.11. Canalización por bandeja Metálica Las bandejas que se utilicen para las conducciones eléctricas serán metálicas, galvanizadas por inmersión en zinc fundido y ranuradas para facilitar la fijación y ordenación de los cables. Cumplirán las referencias de las normas UNE-EN 50.085. y UNE EN 60.695. Tendrán un grado de protección 10 contra daños mecánicos (UNE-EN 50102). Se utilizarán accesorios standard del fabricante para codos, ángulos, quiebros, cruces o recorridos no standard. No se cortarán o torcerán los canales para conformar bridas u otros elementos de fijación o acoplamiento. Se utilizarán longitudes standard para los tramos no inferiores a 2 m de longitud. Los puntos de soportación se situarán a la distancia que fije el fabricante, de acuerdo a las específicas condiciones de montaje, no debiendo exceder entre si una separación mayor a 1,5 m. Se instalarán elementos internos de fijación y retención de cables a intervalos periódicos comprendidos entre 0,25 m (conductores de diámetro hasta 9 mm) y 0,55 m (conductores de diámetro superior). El número máximo de cables instalados en un canal no excederán a los que se permitan de acuerdo a las normativas de referencia y las instrucciones del fabricante. El canal será dimensionado sobre estas bases a no ser que se defina o acuerde lo contrario. En aquellos casos en que el canal atraviese muros, paredes y techos no combustibles, barreras contra el fuego no metálicas deberán ser instaladas en el canal. Deberán ser instaladas barreras similares en los recorridos verticales en los patinillos, y a intervalos inferiores a 3 m. Los canales serán equipados con tapas del mismo material que el canal y serán totalmente desmontables a lo largo de la longitud entera de estos. La tapa será suministrada en longitudes inferiores a 2 m. En los casos en que sean necesarios separadores en los canales la terminación de los separadores será la misma standard que la de canal. Los acoplamientos cubrirán la total superficie interna del canal y serán diseñados de forma que la sección general del canal case exactamente con las juntas de acoplamiento. Las conexiones a canalizaciones, cajas múltiples, interruptores, aparamenta en general y cuadros de distribución será realizada por medio de unidades de acoplamiento embridadas. Cuando los canales crucen juntas de expansión del edificio se realizará una junta en el canal. Las conexiones en este punto serán realizadas con perforaciones de fijación elípticas de forma que se permita un movimiento de 10 mm en ambos sentidos horizontal y vertical. En los canales de montaje vertical se instalaran, racks de fijaciones para soportar los cables y prevenir el trabajo de los cables en los cambios de dirección, de horizontal a plano vertical. Los canales metálicos son masas eléctricamente definibles de acuerdo con la normativa CEI 64-8/668 y como tales deberán ser conectados a tierra en toda su longitud. Se conectarán a tierra mediante un conductor de cobre descubierto de 50 mm2 de sección, debiendo tener un punto de conexión en cada tramo independientemente.


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1.4.12. Cuadros Eléctricos de Distribución Para la centralización de elementos de medida, protección, mando y control, se dispondrán cuadros eléctricos construidos de acuerdo con los esquemas fijados en los planos. Los cuadros eléctricos habrán de atenerse totalmente a los requisitos de las Normas UNEEN 60439-3 y UNE 20324. Todos los componentes de material plástico responderán al requisito de autoextinguibilidad conforme a la norma UNE-EN 60695-2 (CEI-695.2.1.) El aparellaje y materiales utilizados para la construcción de los cuadros serán los indicados en el presente proyecto (memoria, presupuesto y esquemas) o similares siempre que sean aceptados por la Dirección Facultativa.

1.4.12.1. Construcción La estructura del cuadro será metálica de concepción modular ampliable. Los paneles perimetrales tendrán un espesor no inferior a 10/10 (secundarios) y 15/10 (principales). El grado de protección del conjunto será IP40 IK07 (secundarios) e IP30 IK07 (principales), según REBT con un grado de protección mínimo IP30 e IK07. Se dimensionarán en espacio y elementos básicos para ampliar su capacidad en un 30% de la prevista inicialmente. Los cuadros deberán ser ampliables, los paneles perimetrales deberán ser extraíbles por medio de tornillos. Estos tornillos serán de clase 8/8 con un tratamiento anticorrosivo a base de zinc. El panel posterior deberá ser fijo o pivotante con bisagras. La puerta frontal estará provista de cierre con llave; el revestimiento frontal estará constituido de vidrio templado. Para la previsión de la posibilidad de inspección del resto del cuadro, todos los componentes eléctricos serán fácilmente accesibles por el frontal mediante tapas atornilladas o con bisagras. Sobre el panel anterior estarán previstos agujeros para el paso de los órganos de mando. Todo el aparellaje quedará fijado sobre carriles DIN o sobre paneles y traveseros específicos. La totalidad de lo elementos de soportación y fijación serán estandarizados y de la misma fabricación que los componentes principales. Los instrumentos y las lámparas de señalización serán montados sobre paneles frontales. La estructura tendrá una concepción modular, permitiendo las extensiones futuras. Grado de protección adaptable sobre la misma armadura (estructura), de un IP30 a IP54; o IP55. Para garantizar una eficaz resistencia a la corrosión, la estructura y los paneles deberán estar oportunamente tratados y barnizados. El tratamiento base deberá prever el lavado, la fosfatización más pasivación por cromo o la electrozincación de las láminas. Las láminas estarán barnizadas con pintura termoendurecida a base de resinas epoxi mezcladas con resina poliéster, color final beige liso y semilúcido con espesor mínimo de 40 micrones. Se cuidará la conveniente aireación del interior de los cuadros disponiendo, si es necesario, ventanillas laterales en forma de celosía, que permitan la entrada de aire pero impida el acceso de cuerpos extraños. Si a causa de las condiciones de trabajo de los cuadros, se prevén temperaturas superiores a 40 °C en su interior, se adoptará el sistema de ventilación forzada, con termostato incorporado. Cuando así se soliciten los cuadros se suministrarán en ejecución precintable, bien sea su conjunto o partes del mismo.


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1.4.12.2. Características eléctricas generales

1.4.12.2.1. Embarrados Se dispondrá un sistema de barras de distribución formado básicamente por un soporte fijo compacto de tres polos más neutro. Las barras serán perforadas de cobre electrolítico, estañadas y pintadas. El dimensionado y número de barras así como la separación entre ellas serán las recomendadas por el fabricante de acuerdo con las características eléctricas señaladas. Las barras serán de cobre, perforadas y se fijarán al armario con la ayuda de soportes fijos que acepten hasta 3 barras por fase. La elección de la sección de las barras se realizará de acuerdo con la intensidad permanente y la corriente de cortocircuito que han de soportar. Las derivaciones de barras generales a aparellaje se harán con pletinas de cobre dimensionadas para la intensidad máxima prevista. Cuando la intensidad sea inferior a un 50% a la admisible en la pletina normalizada de menor sección, las conexiones se harán con conductores flexibles de cobre, aislamiento de servicio 750 V (hasta 6 mm2) y 1.000 V (superiores) con terminales a presión adecuados a la sección empleada. Los cables se recogerán en canaletas aislantes clase M1 sobredimensionadas en un 30%.

Dependiendo del valor de la corriente de cortocircuito, la separación máxima entre los soportes del juego de barras se calculará de acuerdo con las instrucciones del fabricante. Dispositivos de maniobra y protección Serán objeto de preferencia conjuntos que incorporen dispositivos principalmente del mismo constructor. Deberá ser garantizada una fácil individualización de la maniobra de enchufado, que deberá por tanto estar concentrada en el frontal del compartimento. En el interior deberá ser posible una inspección rápida y un fácil mantenimiento.


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La distancia entre los dispositivos y las eventuales separaciones metálicas deberán impedir que interrupciones de elevadas corrientes de cortocircuito o averías notables puedan afectar el equipamiento eléctrico montado en compartimentos adyacentes. Deberán estar en cada caso garantizadas las distancias (perímetros de seguridad) del conjunto. Todos los componentes eléctricos y electrónicos deberán tener una tarjeta de identificación que se corresponda con el servicio indicado en el esquema eléctrico. Todos los conjuntos de interruptor e interruptor-diferencial estarán equipados con contactos de señalización y de disparo que permitan saber su estado desde un sistema de gestión. Todos los circuitos gobernados por contactores dispondrán de un selector para mando manual o automático y de contactos abiertos y cerrados para poder ser accionados a distancia. La maniobra será independiente para cada contactor. Los interruptores diferenciales que se intercalen en circuitos de alimentación a ordenadores deberán responder a la clase A “SI”, superinmunizados. Los interruptores automáticos magnetotérmicos carril DIN serán de curva C, salvo que se especifique otra distinta, serán de corte omnipolar con protección activa en todos los polos. Los interruptores automáticos de calibres superiores serán de caja moldeada con seccionamiento de corte plenamente aparente. Estarán equipados con bloques de reles magnetotérmicos o electrónicos para protección estándar, salvo que se especifique otra distinta. La intensidad de regulación asignada corresponderá a la nominal más baja que permita el bloque de reles. Serán de corte omnipolar con protección activa en todos los polos. Los interruptores estarán normalmente alimentados por la parte superior, salvo diversas exigencias de instalación; en tal caso podrán estar previstas diversas soluciones. Tanto en el exterior de los cuadros como en su interior, se dispondrán rótulos para la identificación del aparellaje eléctrico con el fin de poder determinar en cualquier momento el circuito al que pertenecen. Los rótulos exteriores serán grabados imborrables, de material plástico o metálico, fijados de forma imperdible e indicarán las funciones o servicios de cada elemento.

1.4.12.3. Conexionados

1.4.12.3.1. Conexionado de potencia El aparellaje eléctrico se dispondrá en forma adecuada para conseguir un fácil acceso en caso de avería. Se dispondrá una borna de conexión para la puesta a tierra de cada cuadro. Todos los componentes metálicos que constituyen la carpintería del cuadro y la soportación del aparellaje estarán unidos eléctricamente y conectados a una pletina de puesta a tierra a la que se conectarán los conductores de tierra ce cada uno de los circuitos que salen del cuadro. Todo el cableado interior de los cuadros, se canalizará por canaleta independiente para el control y maniobra con el circuito de potencia y estará debidamente numerado de acuerdo con los esquemas y planos que se faciliten, de manera que en cualquier momento sean perfectamente identificados todos los circuitos eléctricos. Asimismo se deberán numerar todas las bornas de conexión para las líneas que salgan de los cuadros de distribución así como las barras mediante señales


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autoadhesivas según la fase. Todas las conexiones se efectuarán con terminal a presión adecuado. Los cables eléctricos empleados deberán responder a la categoría de no propagadores del incendio y sin emisión de humos ni gases tóxicos. La sección de los conductores será la que se señala en las ITC-BT-06/ITC-BT-07/ ITC-BT-19 en las condiciones de instalación que en ellas se contemplan. Los conductores serán dimensionados para la corriente nominal de cada interruptor. Los bornes y terminales de conexión, serán perfectamente accesibles y dimensionados ampliamente, con arreglo a las secciones de cable indicadas. Las entradas y salidas de cables exteriores se harán por zanja o canal debajo del cuadro.

1.4.12.3.2. Conexionado auxiliar Será en conductor flexible con aislamiento de 3 kV, con las siguientes secciones mínimas:

- 4 mm2 para los T.C. (transformadores de corriente) - 2,5 mm2 para los circuitos de mando - 1,5 mm2 para los circuitos de señalización y transformadores de tensión

Cada conductor estará completado de un anillo numerado correspondiendo al número sobre la regletera y sobre el esquema funcional. Deberán estar identificados los conductores para los diversos servicios (auxiliares en alterna, corriente continua, circuitos de alarma, circuitos de mando, circuitos de señalización), utilizando conductores con cubierta distinta o poniendo en las extremidades anillos coloreados.

1.4.12.3.3. Montaje e instalación Las dimensiones de los cuadros permitirán un cómodo mantenimiento y serán propuestas por las empresas licitantes, así como el tipo de construcción y disposición de aparatos, embarrados, etc. Junto con la oferta se facilitarán los croquis necesarios para una perfecta comprensión de las soluciones presentadas. Se adjuntará asimismo el esquema de cuadro, en el que se identifiquen fácilmente circuitos y aparellaje. Se preverá un soporte adecuado para el esquema del cuadro, que se entregará por triplicado y en formato reproducible. Los cuadros deberán ser montados y conexionados en taller para asegurar su calidad, la correcta disposición de todos sus elementos y su adecuada señalización y para facilitar las tareas de control y pruebas exigibles. El instalador deberá comprobar que las medidas exteriores de los cuadros están en relación con las de los espacios en donde deben quedar ubicados. El instalador deberá verificar las características de los equipos que se alimentan de los cuadros para asegurarse del que el calibrado de las protecciones y el dimensionado de las conexiones son los adecuados.


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1.4.12.4. Características de los dispositivos de maniobra y protección

1.4.12.4.1. Interruptores automáticos compactos Los interruptores automáticos de baja tensión en caja moldeada cumplirán con las recomendaciones internacionales y con las normas de los principales países europeos. Cumplirán también con la norma europea para aparamenta de baja tensión UNE-EN 60947. En particular, será de aplicación la parte 2, referente a interruptores automáticos (UNE-EN60947-2).

Grados de protección de estos aparatos en cofret o armario:

Empuñadura vista: IP.40 IK Mando rotativo directo: IP.40 IK Mando rotativo prolongado: IP.55 IK Telemando: IP.40 IK

Características eléctricas Las características eléctricas generales de los interruptores se enumeran a continuación. El resto de características se detallan en la memoria y esquemas de cuadros: Intensidad asignada: 100 - 3.200 A Tensión asignada de aislamiento: 660 V Frecuencia asignada: 50/60 Hz Nº de polos: 2-3 o 4 Poder de corte (380/415 V): 35 kA eff (Pn < 800 kVA *) 70 kA eff (800 < Pn < 2x800 kVA *) 150 kA eff (2x800 < Pn < 2x1.600 kVA *)

Relés: Magnetotérmicos: 100 - 630 A Electrónicos: 400 - 3.200 A Instalación: Fija * Transformadores encapsulados en resinas Ucc = 6 % hasta 1.250 kVA Ucc = 8 % para 1.600 kVA

Relés Protecciones contra las sobrecargas mediante relés térmicos regulables de 0,7 a 1 veces Ir (A). Umbral máximo todos los polos cargados. Protecciones contra los cortocircuitos mediante relés magnéticos fijos o regulables, igual a Irm (A). Umbral 2 polos cargados. En lugar de los relés térmicos y magnéticos, se podrán utilizar unidades de control electrónico con protección contra las sobrecargas mediante dispositivo electrónico "largo retardo" y protección contra los cortocircuitos mediante dispositivo electrónico instantáneo.


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PROTECCIÓN LARGO RETARDO regulable

Umbral de regulación Ir = In x de 0,4 a 1

Tiempo de disparo a 1,5 Ir(s) 120

PROTECCIÓN INSTANTÁNEA regulable

Umbral de regulación Inst = In x de 2 a 10

Precisión ±15 %

Auxiliares y accesorios

Auxiliares adaptables:

• Contactos auxiliares.

• Bobina de mínima.

• Bobina de emisión.

Accesorios adaptables:

• Cubrebornes.

• Accesorios de conexionado.

• Enclavamiento por candado.

• Enclavamiento por cerradura.

• Mando rotativo.

1.4.12.4.2. Protección diferencial En los casos que se especifiquen en la memoria o los esquemas de cuadros, los interruptores automáticos llevarán asociada una protección diferencial consistente en un dispositivo diferencial residual, un bloque diferencial o un relé diferencial con transformador toroidal separado. Estos dispositivos deberán estar conforme con la normativa vigente y protegidos contra los disparos intempestivos. Deberán ser regulables en sensibilidad y en tiempo.

Telemando En los casos que se especifiquen en la memoria o los esquemas de cuadros, los interruptores podrán estar equipados con un telemando que permita pueda ser accionado a distancia por dos o tres señales a manera de impulsos: apertura, cierre, rearme. Por otro lado, el interruptor automático podrá ser accionado manualmente. Pruebas Todos los tipos de interruptores mencionados deberán haber sido sometidos a las pruebas de tensión, aislamiento, resistencia al calor y demás ensayos, exigidos a esta clase de material en la norma UNE-EN 60.898.


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1.4.12.4.3. Interruptores automáticos Los interruptores automáticos serán del tipo y denominación que se fijan en el proyecto, pudiendo sustituirse por otros de denominación distinta, siempre que sus características técnicas se ajusten al tipo exigido, lleven impresa la marca de conformidad a Normas UNE y haya sido dada la conformidad por la Dirección Facultativa. Estos interruptores automáticos podrán utilizarse para la protección de líneas y circuitos. Todos los interruptores automáticos deberán estar provistos de un dispositivo de sujeción a presión para que puedan fijarse rápidamente y de manera segura a un carril normalizado. Para la protección de circuitos monofásicos se utilizarán interruptores bipolares con 2 polos protegidos. Los contactos de los automáticos deberán estar fabricados con material resistente a la fusión. Todos los tipos de interruptores mencionados deberán haber sido sometidos a las pruebas de tensión, aislamiento, resistencia al calor y demás ensayos, exigidos a esta clase de material en la norma UNE-EN 60.898. En caso de que se acepte material no nacional, este se acompañará de documentación en la que se indique que este tipo de interruptor se ha ensayado de acuerdo con la Norma nacional que corresponde y concuerde con la IEC 898. Interruptores diferenciales Los interruptores diferenciales serán del tipo y denominación que se fijen en el Proyecto, pudiendo sustituirse por otros de denominación distinta, siempre que sus características técnicas se ajusten al tipo exigido, cumplan las Normas UNE 20.383 y UNE-EN 61.008-1, lleven impresa la marca de conformidad a Norma UNE y haya sido dada la conformidad por la Dirección Facultativa. Estos interruptores de protección tienen como misión evitar las corrientes de derivación a tierra que puedan ser peligrosas, y que normalmente es independiente de la protección magnetotérmica de circuitos y aparatos salvo en caso de utilización de “VIGI” (UNE-EN 61.009-1). Reaccionarán con toda la intensidad de derivación a tierra que alcance o supere el valor de la sensibilidad del interruptor. La capacidad de maniobra debe garantizar que se produzca una desconexión perfecta en caso de cortocircuito y simultánea derivación a tierra. Por él deberán pasar todos los conductores que sirvan de alimentación a los aparatos receptores, incluso el neutro. Se deberá garantizar la inmunidad contra disparos intempestivos en un mínimo de 250 A de cresta para los instantáneos y de 3 kA de cresta para los selectivos, según onda 8/20 µs. La gama residencial solamente podrá utilizarse para su uso específico. En los interruptores diferenciales del tipo súperinmunizado (SI) se deberá garantizar la inmunidad contra disparos intempestivos en un mínimo de 3 kA de cresta para los instantáneos y de 5 kA de cresta para los selectivos según onda 8/20 µs.


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1.4.13. Alumbrado

1.4.13.1. Materiales - Líneas exteriores: Las líneas exteriores que necesariamente deban discurrir por el exterior, a la intemperie podrán realizarse en los siguientes modos:

a) Cable con aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) tensión 1.000 V, tipo VV 1000 s/UNE armado de flejes y con armadura puesta a tierra si queda a la intemperie pero libre de acciones mecánicas. b) Mismo tipo de cable, sin armar, bajo tubo a canalización de fibrocemento o similar, enterrado en el terreno a una profundidad mínima de 70 cm. c) Mismo tipo de cable armado, enterrado directamente en el terreno a 70 cm, de profundidad en zanja rellena en la zona que rodea el cable con arena procedente de río y apisonado y compactado posteriormente con tierras vegetales.

- Líneas Interiores: En las instalaciones interiores los cables o hilos aislados deberán situarse de las maneras siguientes:

a) En el interior de tubos empotrados o no, en los muros, según el prescrito en los planos adjuntos. En la sala de máquinas, los tubos serán de acero galvanizado con los accesorios en instalación a la vista. En aparcamientos y otras zonas de la instalación vista, se empleará tubo PVC sin carga de 2,5 mm, de espesor mínimo, para un diámetro nominal de 16 mm. b) En el interior del cielorraso, se empleará un tubo de PVC con uniones de manguito de espesor mínimo de 1,5 mm. Para diámetro nominal 16 mm. c) En instalación empotrada se admitirá el empleo de tubo semirígido o corrugado, de espesor mínimo 0,7 mm, para diámetro nominal 16 mm.

En cualquier caso hasta tanto no se rebasen los contadores de abono la instalación será en tubo metálico. En este último caso, los dos o más hilos del mismo circuito deben ir dentro del mismo tubo. Las instalaciones para timbres, circuitos de mando, etc., se colocarán en tubo independiente. - Aislamiento: El material aislante será a base de polietileno reticualdo con aditivos plastificantes y estabilizantes que eleven su resistencia al envejecimiento térmico. La instalación de estos cables debe realizarse a temperaturas no inferiores a los 0 ºC. El aislamiento externo de los conductores será de color, correspondiente al siguiente código:

• Color negro para la fase R. • Color gris para la fase S. • Color marrón para la fase T. • Color azul para neutro. • Color verde y amarillo para conductor de tierra.


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Además del código de colores en los conductores, todas las líneas generales se marcarán con etiquetas imperdibles de forma que quede perfectamente realzado el circuito a que pertenece el cable. Estas etiquetas serán visibles en todas las cajas por donde pasa el conductor. - Tubos para alojar los conductores: Los tubos serán de acero galvanizado a PVC en las instalaciones enterradas. Sea cual sea el material del tubo, llevarán todos piezas de acoplamiento y las uniones entre dos tramos del mismo será del tipo estanco, de modo que a lo largo de la generatriz, se garantice el continuado contacto de los bornes de la misma. Serán circulares con tolerancia del 5 % de su diámetro. - Cajas de derivación y empalme: Las cajas para la instalación enterrada, serán de material sintético antihumedad con junta de estanqueidad P.44 s/DIN 40 0509 dotadas de regleta de bornes y prensaestopas y con bornes de puesta a tie rra conectada a la red de tierras. Las cajas para la instalación de superficie a empotrados serán de fundición o de material sintético incombustible y aislante. En el primer caso llevarán un borne conectado a la red de tierra. Las tapas de las cajas con tapa a presión. Todas las cajas llevarán regleta de borne de conexión. - Interruptores: Los interruptores incerceptarán el circuito en que están colocados sin formar arco permanente ni circuito a tierra de la instalación. Abrirán y cerrarán el circuito sin posibilidad de tomar una posición intermedia. Serán de tipo cerrado para evitar contactos accidentales. Las dimensiones de las piezas de contacto y conductores del interruptor serán suficientes para que la temperatura en ninguna de ellas pueda exceder de 70 ºC, después de funcionar una hora a la intensidad máxima de la corriente que hay de interrumpir. En los interruptores de más de 15 A, la intensidad deberá estar en el interruptor, sea como,la tensión máxima de servicio. - Fusibles: Los cartuchos cortacircuitos fusibles llevarán marcada la intensidad y tensión de trabajo, el tipo de la capacidad de ruptura en kA los que sean de A.P.R. - Fluorescencia: Los equipos de fluorescencia se consideran completos e instalados (regletas, plafón reflector, pantalla protección, tubo, reactancia, cebador, y en su caso condensador). Se deberán ajustar a los tipos señalados no admitiéndose ninguna regleta que presente ranuras, puntos, oscilación, etc,. Las reactancias serán de inmejorable calidad no admitiéndose ninguna que haga variaciones. Cualquier material podrá no ser admitido en juicio de la Inspección. - Báculos y brazos: Serán de barra de acero galvanizado a 60 micrones. Llevarán un acabado de una mano de imprimación una de anticorrosivo, una de fijación y una de acabado.


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1.4.13.2. Normas de instalación - Recorridos: El recorrido de los tubos se indicará previamente en el terreno y se someterá a la aprobación de la Dirección Facultativa antes de proceder a la fijación definitiva. La instalación en zanjas se adaptará a lo especificado en los planos constructivos. En la instalación de superficie, los soportes de los tubos se efectuarán con clavos de cabeza roscada fijados con carga impulsora y abrazadera galvanizada rascada a éstos, no estando distanciados en ningún caso a más de 1 m. - Derivaciones: No se admitirá ninguna derivación sin su caja correspondiente. Únicamente se permitirán regletas de bornes sin caja en el interior de aparatos de alumbrado cuando la sección no exceda de 2,5 mm2 y el número de conductores a conectar sea de dos, siendo uno de ellos el neutro, es decir, Automatización y Control de una siempre que no exista la posibilidad de tener 400 V. En consecuencia, no se admitirá la distribución de fases de una misma luminaria. Se admitirá la derivación sin regletas, o sea con cintas aislantes PVC a Gradylets, en secciones iguales o inferiores a 2,5 mm2. En las cámaras frigoríficas no se admitirá ninguna derivación bien sea por regleta o cinta aislante, solamente se admitirán bajo caja de derivación debidamente estanca por las condiciones que existen en el interior de las cámaras. - Instalación empotrada: Antes de la apertura de las rozas se marcará exteriormente el recorrido de los tubos, para que sea aprobado por la Dirección Facultativa quien establecerá las normas precisas para el trazado. - Colocación de los tubos empotrados: Los tubos irán en contacto con el ladrillo o fábrica de forjado. Las alineaciones estarán hechas con esmero, para que los registros queden a la misma altura. Se cuidará de que el agua no pueda alojarse en las bolsas formadas por los mismos tubos y de modo que no encuentre salida en los registros y cajas. La sujeción de los tubos antes del enlucido, podrá hacerse con yeso. No se enlucirá la roza completa hasta tanto no haya dado la autorización la Dirección Facultativa. - Registros empotrados: Las cajas de registro han de quedar rasantes con el enlucido o con el forjado de los muros. - Colocación de hilos y cables: No se colocarán los cables hasta tanto no se haya colocado el tubo y las uniones entre tramos de tubos están completamente secas. Las caras terminadas de los tubos por las que acceda cable eléctrico por empalme a la caja correspondiente se taparán mediante aglomerante de modo que sólo permita el paso del cable y quede garantizada la estanqueidad del interior del tubo. - Cruce de tuberías: Cuando sea inevitable que los conductores eléctricos crucen tuberías de cualquier clase, se dispondrá aislamiento supletorio, descorriendo la conducción eléctrica por encima de las tuberías.


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- Doblaje de los tubos: Se admitirá el doblaje por calentamiento en tubos de rosca máxima. En los demás diámetros se escogerá preferentemente codos prefabricados. De no poderse utilizar éstos, no se admitirá ninguna curva que presente dobleces. - Cruce de muros: Para atravesar muros, tabiques o techos, se dispondrá aislamiento supletorio en todo el espesor del muro y techo.

1.4.13.3. Pruebas Durante el montaje se efectuará todo tipo de comprobaciones, para asegurar que los materiales instalados corresponden exactamente a los especificados o aprobados posteriormente, se podrá incluso exigir, el descubrir tubos empotrados o sacar conductores ya introducidos en los tubos, para efectuar la comprobación. Al final de la obra, con independencia de las pruebas que pueda efectuar el personal técnico de la Delegación de Industria, se llevarán a cabo las siguientes comprobaciones:

• Prueba de aislamiento. Con el MEGGER y a la tensión mínima de 500 V, se deberá conseguir que las líneas principales verticales y en general en los conductores hasta el cuadro o panel correspondiente la resistencia de aislamiento entre conductores no sea inferior a 10 MO. Entre conductores y tierra, el resultado será igual. • Comprobación de circuitos y fases. Se comprobará que se han seguido los colores de código especificados en el capítulo correspondiente. Se desconectarán dos fases y se comprobará otra. Los receptores, que deberán funcionar, corresponderán a los circuitos indicados en planos y el color de los conductores deberá coincidir con el previsto, en todas las cajas, embarrados, paneles, etc. • Comprobación de las protecciones. Todos los interruptores automáticos se comprobarán, provocando su disparo por cortocircuito y sobreintensidad. Se deberán facilitar los dispositivos adecuados para estas pruebas, sin que se dañe la instalación.

1.4.14. Centro de transformación

1.4.14.1. Calidad de los materiales - Obra Civil: El edificio, local o recinto destinado a alojar en su interior la instalación eléctrica descrita en el presente proyecto, cumplirá las Condiciones Generales prescritas en las Instrucciones del MIERAT 14 del Reglamento de Seguridad en Centrales Eléctricas, referentes a su situación, inaccesibilidad, pasos y accesos, conducciones y almacenamiento de fluidos combustibles y de agua, alcantarillado y canalizaciones, etc. El Centro será construido enteramente con materiales no combustibles. Los elementos delimitadores del Centro (muros exteriores, cubiertas, solera, puertas, etc.), así como los estructurales en él contenidos (columnas, vigas, etc.) tendrán una resistencia al fuego de acuerdo con la norma NBE CPI-96 y los


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materiales constructivos del revestimiento interior (paramentos, pavimento y techo) serán de clase MO de acuerdo con la Norma UNE 23727. Tal como se indica en el capítulo de Cálculos, los muros del Centro deberán tener entre sus paramentos una resistencia mínima de 100.000 ohmios al mes de su realización. La medición de esta resistencia se realizará aplicando una tensión de 500 V entre dos placas de 100 cm² cada una. El Centro tendrá un aislamiento acústico de forma que no transmitan niveles sonoros superiores a los permitidos por las Ordenanzas Municipales. Concretamente, no se superarán los 30 dBA durante el periodo nocturno (y los 55 dBA durante el periodo diurno). Ninguna de las aberturas del Centro será tal que permita el paso de cuerpos sólidos de más de 12 mm. de diámetro. Las aberturas próximas a partes en tensión no permitirán el paso de cuerpos sólidos de más de 2,5 mm de diámetro, y además existirá una disposición laberíntica que impida tocar el objeto o parte en tensión.

1.4.14.2. Aparamenta de Alta Tensión - Celdas CGC: La aparamenta de A.T. estará constituida por conjuntos compactos serie CAS de Merlin Gerin, equipados con dicha aparamenta, bajo envolvente única metálica, para una tensión admisible de 36 kV, acorde a las siguientes normativas:

- UNE 20-099, 20-100, 20-104,20-139. - CEI 298, 129, 265, 694. - UNESA Recomendación 6407B.

Características constructivas Los conjuntos compactos deberán tener una envolvente única con dieléctrico de hexafluoruro de azufre. Toda la aparamenta estará agrupada en el interior de una cuba metálica estanca rellenada de hexafluoruro de azufre con una sobrepresión de 0'3 bar sobre la presión atmosférica, sellada de por vida y acorde a la norma CEI 56 (anexo EE). En la parte inferior se dispondrá de una clapeta de seguridad que asegure la evacuación de las eventuales sobrepresiones que se puedan producir, sin daño ni para el operario ni para las instalaciones. La seguridad de explotación será completada por los dispositivos de enclavamiento por candado existentes en cada uno de los ejes de accionamiento. Características eléctricas

- Tensión nominal 36 kV - Nivel de aislamiento:

a) a la frecuencia industrial de 50 Hz 70 kV ef.1mn. b) a impulsos tipo rayo 170 kV cresta.

- Intensidad nominal funciones línea 400 A - Intensidad nominal otras funciones 200 A - Intensidad de corta duración admisible 16 kA ef. 1s.


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Interruptores El interruptor y el seccionador de puesta a tierra deberá ser un único aparato de tres posiciones (abierto, cerrado y puesto a tierra), a fin de asegurar la imposibilidad de cierre simultáneo del interruptor y el seccionador de puesta a tierra. El interruptor deberá ser capaz de soportar al 100% de su intensidad nominal más de 100 maniobras de cierre y apertura, correspondiendo a la categoría B según la norma CEI 265. En servicio, se deberán cumplir las exigencias siguientes:

- Poder de cierre nominal sobre cortocircuito: 40 kA cresta. - Poder de corte en caso de falta a tierra (A): 50 A - Poder de corte nominal de cables en vacío: 25 A

Cortacircuitos fusibles En la protección ruptorfusibles se utilizarán fusibles del modelo y calibre indicados en el capítulo de Cálculos de esta memoria. Los fusibles cumplirán la norma DIN 43-625 y la R.U. 6.407-B y se instarán en tres compartimentos individuales, estancos cuyo acceso estará enclavado con el seccionador de puesta a tierra, el cual pondrá a tierra ambos extremos de los fusibles.

1.4.14.3. Condiciones de uso, mantenimiento y seguridad - Prevenciones generales:

1. Queda terminantemente prohibida la entrada en el local de esta estación a toda persona ajena al servicio y siempre que el encargado del mismo se ausente, deberá dejarlo cerrado con llave. 2. Se pondrán en sitio visible del local, y a su entrada, placas de aviso de “Peligro de muerte”. 3. En el interior del local no habrá más objetos que los destinados al servicio del centro de transformación, como banqueta, guantes, etc. 4. No está permitido fumar ni encender cerillas ni cualquier otra clase de combustible en el interior del local del centro de transformación y en caso de incendio no se empleará nunca agua. 5. No se tocará ninguna parte de la instalación en tensión, aunque se esté aislado. 6. Todas las maniobras se efectuarán colocándose convenientemente sobre la banqueta. 7. En sitio bien visible estarán colocadas las instrucciones relativas a los socorros que deben prestarse en los accidentes causados por electricidad, debiendo estar el personal instruido prácticamente a este respecto, para aplicarlas en caso necesario. También, y en sitio visible, debe figurar el presente Reglamento y esquema de todas las conexiones de la instalación, aprobado por la Consejería de Industria, a la que se pasará aviso en el caso de introducir alguna modificación en este centro de transformación, para su inspección y aprobación, en su caso.


36

- Puesta en servicio: 1. Se conectarán primero los seccionadores de alta y a continuación el interruptor de alta, dejando en vacío el transformador. Posteriormente, se conectará el interruptor general de baja, procediendo en último término a la maniobra de la red de baja tensión. 2. Si al poner en servicio una línea se disparase el interruptor automático o hubiera fusión de cartuchos fusibles, antes de volver a conectar se reconocerá detenidamente la línea e instalaciones y, si se observase alguna irregularidad, se dará cuenta de modo inmediato a la empresa suministradora de energía.

- Separación de servicio:

1. Se procederá en orden inverso al determinado en apartado 8, o sea, desconectando la red de baja tensión y separando después el interruptor de alta y seccionadores. 2. Si el interruptor fuera automático, sus relés deben regularse por disparo instantáneo con sobrecarga proporcional a la potencia del transformador, según la clase de la instalación. 3. A fin de asegurar un buen contacto en las mordazas de los fusibles y cuchillas de los interruptores así como en las bornas de fijación de las líneas de alta y de baja tensión, la limpieza se efectuará con la debida frecuencia. Si hubiera de intervenirse en la parte de línea comprendida entre la celda de entrada y seccionador aéreo exterior se avisará por escrito a la compañía suministradora de energía eléctrica para que corte la corriente en la línea alimentadora, no comenzando los trabajos sin la conformidad de ésta, que no restablecerá el servicio hasta recibir, con las debidas garantías, notificación de que la línea de alta se encuentra en perfectas condiciones, para la garantizar la seguridad de personas y cosas. 4. La limpieza se hará sobre banqueta, con trapos perfectamente secos, y muy atentos a que el aislamiento que es necesario para garantizar la seguridad personal, sólo se consigue teniendo la banqueta en perfectas condiciones y sin apoyar en metales u otros materiales derivados a tierra.

- Prevenciones especiales: 1. No se modificarán los fusibles y al cambiarlos se emplearán de las mismas características de resistencia y curva de fusión. 2. No debe de sobrepasar los 60°C la temperatura del líquido refrigerante, en los aparatos que lo tuvieran, y cuando se precise cambiarlo se empleará de la misma calidad y características. 3. Deben humedecerse con frecuencia las tomas de tierra. Se vigilará el buen estado de los aparatos, y cuando se observase alguna anomalía en el funcionamiento del centro de transformación, se pondrá en conocimiento de la compañía suministradora, para corregirla de acuerdo con ella.

1.4.14.4. Certificados y documentación Se aportará, para la tramitación de este proyecto ante los organismos públicos, la documentación siguiente:

- Autorización Administrativa. - Proyecto, suscrito por técnico competente. - Certificado de tensiones de paso y contacto, por parte de empresa homologada.


37

- Certificado de Dirección de Obra. - Contrato de mantenimiento. - Escrito de conformidad por parte de la Compañía Eléctrica suministradora.

1.4.14.5. Libro de órdenes Se dispondrá en este centro del correspondiente libro de órdenes en el que se harán constar las incidencias surgidas en el transcurso de su ejecución y explotación.

1.4.15. Precios. Composición de los precios unitarios El cálculo de los precios de las distintas unidades de la obra es el resultado de sumar los costes directos, los indirectos, los gastos generales y el beneficio industrial. Se considerarán costes directos:

– La mano de obra, con sus pluses, cargas y seguros sociales, que intervienen directamente en la ejecución de la unidad de obra.

– Los materiales, a los precios resultantes a pie de la obra, que queden integrados en la unidad de que se trate o que sean necesarios para su ejecución .

– Los equipos y sistemas técnicos de la seguridad e higiene para la prevención y protección de accidentes y enfermedades profesionales.

– Los gastos de personal, combustible , energía, etc., que tenga lugar por accionamiento o funcionamiento de la maquinaria e instalaciones utilizadas en la ejecución de la unidad de obras.

– Los gastos de amortización y conservación de la maquinaria, instalaciones, sistemas y equipos anteriormente citados.

Se considerarán costes indirectos: Los gastos de instalación de oficinas a pie de obra, comunicaciones, edificación de los almacenes, talleres, pabellones temporales para obreros, laboratorios, seguros, etc, los del personal técnico y administrativo adscrito exclusivamente a la obra y los imprevistos. Todos estos gastos, se cifrarán en un porcentaje de los costes directos. Se considerarán gastos generales: Los gastos generales de empresa, gastos financieros, cargas fiscales y tasas de la administración legalmente establecidas. Se cifrarán como un porcentaje de la suma de los costes directos o indirectos ( en los contratos de obra de Administración Pública a este porcentaje se establece un 13%). Beneficio Industrial: El beneficio industrial del Contratista se establece en el 6 % sobre la suma de las anteriores partidas. Precio de Ejecución Material: Se denominara Precio de Ejecución Material al resultado obtenido por la suma de los anteriores conceptos a excepción del Beneficio Industrial y los gastos generales.


38

Precio de Contrata: El Precio de Contrata es la suma de los costes directos, los indirectos, los Gastos Generales y el Beneficio Industrial. El IVA gira sobre esta suma pero no integra el precio. PRECIO DE CONTRATA. IMPORTE DE CONTRATA En el caso de que los trabajos a realizar en un edificio u obra ajena cualquiera, se contratase a riesgo y ventura, se entiende por Precio de Contrata el que importa el coste total de la unidad de obra, es decir, el precio de ejecución Material, más el tanto por ciento (%). Sobre este último precio en concepto de Gastos Generales y Beneficio Industrial del Contratista. Los Gastos Generales se estiman normalmente en un 13 % y el Beneficio se estima normalmente en 6 %, salvo que en las condiciones particulares se establezca otro destino. PRECIOS CONTRADICTORIOS Se producirán precios contradictorios solo cuando la Propiedad por medio del Ingeniero decida introducir unidades o cambios de calidad en algunas de las previstas, o cuando sea necesario afrontar alguna circunstancia imprevista. El Contratista estará obligado a efectuar los cambios. A falta de acuerdo, el precio se resolverá contradictoriamente entre el Ingeniero y el Contratista antes de comenzar la ejecución de los trabajos y en el plazo que determina el Pliego de Condiciones Particulares. Si subsistiese la diferencia se acudirá en primer lugar, al concepto más análogo dentro del cuadro de precios del Proyecto, en segundo lugar, al banco de precios de uso más frecuente en la localidad. Los contradictorios que hubiere se referirán siempre a los precios unitarios de la fecha del contrato. RECLAMACIONES DE AUMENTO DE PRECIOS POR CAUSAS DIVERSAS Si el Contratista, antes de la firma del contrato, no hubiese hecho la reclamación u observación oportuna, no podrá bajo ningún pretexto de error u omisión reclamar aumento desde los precios fijados en el cuadro correspondiente del presupuesto que sirva de base para la ejecución de las obras ( con referencias Facultativas). FORMAS TRADICIONALES DE MEDIR O DE APLICAR LOS PRECIOS En ningún caso podrá alegar el Contratista, los usos y costumbres del país respecto de la aplicación de los precios o de forma de medir las unidades de obra ejecutadas, se estará a lo previsto en primer lugar, al Pliego General de Condiciones Técnicas, y en segundo lugar, al Pliego General de Condiciones Particulares. DE LA REVISIÓN DE LOS PRECIOS CONTRATADOS Contratándose las obras a riesgo y ventura, no se admitirá la revisión de los precios en tanto que el incremento no alcance en la suma de las unidades que falten por realizar de acuerdo con el Calendario, un montante superior al 5 % del importe total del presupuesto de Contrato. Caso de producirse variaciones en alza superiores a este porcentaje, se efectuará la correspondiente revisión de acuerdo con la fórmula establecida en el Pliego de Condiciones


39

Particulares, percibiendo el Contratista la diferencia en mas que resulte por la variación del IPC superior al 5 %. No habrá revisión de precios de las unidades que puedan quedar fuera de los plazos fijados en el Calendario de la oferta.

ACOPIO DE MATERIALES El Contratista queda obligado a ejecutar los acopios de materiales o aparatos de obra que la Propiedad ordena por escrito. Los materiales acopiados, una vez abonados por el Propietario son, de la exclusiva propiedad de éste; de su guarda y conservación será responsable el Contratista.



- Documento 5. PRESUPUESTO



Septiembre de 2006

Diseño de una Central Fotovoltaica de 100 kW Presupuesto

2

PRESUPUESTO

Indice

1 MEDICIONES. ........................................................................................................3

1.1 CAPITULO 1 “CAMPO SOLAR FOTOVOLTAICO”................................................. 3 1.2 CAPITULO 2 “INSTALACIÓN EN BT” .................................................................. 5 1.3 CAPITULO 3 “ILUMINACIÓN” ............................................................................. 6 1.4 CAPITULO 4 “CENTRO DE TRANSFORMACIÓN” ................................................. 7

2 CUADRO DE PRECIOS. .....................................................................................10

2.1 CAPITULO 1 “CAMPO SOLAR FOTOVOLTAICO”............................................... 10 2.2 CAPITULO 2 “INSTALACIÓN EN BT” ................................................................ 12 2.3 CAPITULO 3 “ILUMINACIÓN” ........................................................................... 13 2.4 CAPITULO 4 “CENTRO DE TRANSFORMACIÓN” ............................................... 14

3 PRESUPUESTO. ...................................................................................................17

3.1 CAPITULO 1 “CAMPO SOLAR FOTOVOLTAICO”............................................... 17 3.2 CAPITULO 2 “INSTALACIÓN EN BT” ................................................................ 19 3.3 CAPITULO 3 “ILUMINACIÓN” ........................................................................... 20 3.4 CAPITULO 4 “CENTRO DE TRANSFORMACIÓN” ............................................... 22

4 RESUMEN DE PRESUPUESTO. ......................................................................24


3

1 Mediciones.

1.1 Capitulo 1 “Campo Solar Fotovoltaico”

CAPITULO 1: CAMPO SOLAR FOTOVOLTAICO Codi go Ud. Descripción Cantidad

ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN C01P01 uds. Módulo fotovoltaico MSK TP156 de 190Wp compuesto por células

policristalinas en marco de aluminio con cubierta frontal de vidrio, protección posterior de Tedlar y caja de diodos de bypass.Potencia nominal Pmax: 190 Wp +/- 5% Tensión nominal Upmp: 26,6 V; Ipmp:7,18 A; Dimensiones: 1480x985x50 mm

299,00 C01P02 uds. Módulo fotovoltaico SUNTECH STP190S de 190Wp compuesto por

células monocristalinas en marco de aluminio con cubierta frontal de vidrio, protección posterior de Tedlar y caja de diodos de bypass.Potencia nominal Pmax: 190 Wp +/- 5%Tensión nominal Upmp: 26,2 V; Ipmp:7,25 A; Dimensiones: 1482x992x50 mm

294,00 C01P03 uds. Inversor trifásico de 50.000 W con sistemas de protección según

legislación vigente y pantalla de visualización de parámetros. -Potencia nominal: 50.000 W -Tensión máx. de entrada: 800 V ; Tensión de salida: 3x400 V/50 Hz -Eficiencia máxima: 95% Completamente instalado.

2,00 C01P04 uds. Seguidor Solar de 2 ejes TETRA-TRACK, con una superficie

colectora hasta 60m2, con una resistencia al viento de 150 km/h, con cimentación y completamente instalados.

7,00 C01P05 m. Estructura de soportación de acero galvanizado metálica sobre

cubierta inclinada para módulo fotovoltaico y uniones entre las diferentes estructuras. Completamente instalado. Incluye material y mano de obra.

442,00 C01P06 uds. Cuadro estanco con puerta ciega y cerradura, protegido contra

contactos indirectos de doble aislamiento según Norma EN 61140, grado de protección: IP65. Medidas: 325x461x180 mm o similar. Se colocará una por cada subgrupo de la instalación según indica el plano. Éste cuadro es una caja de registro/conexiones de cada sungrupo, en el que se incluye los fusibles de protección del mismo, los varistores y el interruptor de CC del ramal, así como queda indicado en los planos.

27,00


4

C01P07 uds. Interruptor de corriente continua de estado sólido INFAC 800M, para proteger al personal de mantenimiento contra descargas eléctricas.

27,00 C01P08 uds. Buscador de seguidor en fallo BSF, que permite anular el subgrupo

que tiene la avería o fallo de aislamineto.

2,00

C01P09 uds. Vigilante de aislamiento FAC3/800I, detecta la falta de aislamiento a tierra en las instalaciones de energía fotovoltaica, dando una orden de salida instantánea al buscador seguidor en fallo para cortocircuitar la tensión de salida de los paneles, Asegurando de esta manera que la instalación queda sin tensión.

3,00 C01P10 uds. Interruptor general de corriente contínua en caja moldeada, colocado

aguas abajo del inversor para desconectar todo el subgenerador, modelo ISOMAX 3N de ABB

2,00 C01P11 m. Conductor de cobre AFUMEX de 1x10 mm² de sección, designación

RZ1 0,6/1 kV, (UNE 21123-4), libre de halógenos, no propagador del incendio (UNE-EN 50266), con baja emisión de gases tóxicos y corrosivos (UNE-EN 50267-2-1) y baja opacidad de humos (UNE-EN 50268-1).



1669,00 C01P13 m. Conductor de cobre desnudo recocido de 16 mm² de sección nominal

y una resistencia eléctrica a 20°C no superior a 0,524 Ohm/km, para puesta a tierra de bandeja metálica e incluyendo parte proporcional de latiguillos de conexión y abrazaderas de acero galvanizado

200,00


5

1.2 Capitulo 2 “Instalación en BT”

CAPITULO 2: INSTALACIÓN EN BAJA TENSIÓN Codigo Ud. Descripción Cantidad

C02P01 uds. Embarrado 4 FASES, de cobre, sección 30x5x300 mm, colocado

aguas arriba del inversor, donde se conectarán los dos inversores.

1,00 C02P02 uds. Colocación armario con protección de la instalación: Interruptor

magnetotérmico 200A TMAX 3N, con adaptación para interruptor diferencial RC222-T3, relé de max/mín. frecuencia y tensión y contador de energía, completamente instalado

1,00 C02P03 m. Zanja 1C BT apertura a máquina en tierra con protección dos

tubulares hormigonados. Comprende la apertura y demolición de 1m de zanja de 0,40 m x 0,90 m, vallado y tapado con retiro de tierras sobrantes.

262,00 C02P05 4 m. Tapado de la zanja y compactado a máquina en capas de

15 cm de espesor, dando la humedad necesaria a las tierras para obtener una compactación igual o superior al 95%.

262,00 TENDIDO Y ACCESORIOS

C02P05 m. Suministro y tendido en zanja y en tubulares hasta 20 m de cable unipolar de aluminio XLPE 0.6/1 kV 3x1x150 mm2. Comprende disponer de los medios necesarios para el tendido y descargar la bobina con grúa situándola sobre un eje que facilite su desarrollo. Incluye suministro y colocación de abrazadera de forma que las fases de un mismo circuito queden unidas en el interior de la zanja.

262,00 C02P6 uds. Instalación por parte de la empresa suministradora de la Caja de

Seccionamiento y la Caja general de protección en lugar accesible desde la vía pública, de material aislante autoextinguible IP 437, construida según norma RU 1403 C, montada con bases de cuchilla tamaño 3 , 400 A, incluyendo bornes de entrada y salida y cableado. Completamente instalada. Referencia caja general de protección: C.G.P.-9-400A .

1,00


6

1.3 Capitulo 3 “Iluminación”

CAPITULO 3: ILUMINACIÓN Codi go Ud. Descripción Cantidad

ILUMINACIÓN INTERIOR C03P01 uds. Tubo fluorescente DIAL 14 primat 2000, con un flujo luminoso de

5200 lumenes, y con una potencia de 65W.


C03P02 uds. Armario de protección donde se instalarán los elementos de protección magneto-termica y diferencial.

1,00 C03P03 uds. Interruptor magnetotérmico S 262 C10 de 10 A de intensidad

nominal. Bipolar, colocado en el armario de protección

1,00 C03P04 uds. Interruptor diferencial F362 25A de intensidad nominal,

bipolar, con sensibilidad de 30 mA.

1,00 C03P05 Conductor de cobre AFUMEX de 1x1,5 mm² de sección,

designación RZ1 0,6/1 kV, (UNE 21123-4), libre de halógenos, no propagador del incendio (UNE-EN 50266), con baja emisión de gases tóxicos y corrosivos (UNE-EN 50267-2-1) y baja opacidad de humos (UNE-EN 50268-1).

30,00 ILUMINACIÓN EXTERIOR

C03P06 uds. Baliza decorativa de aluminio para montaje en suelo VivaraZON HCP170/171, valido para lámpara de descarga e incandescente, con rejilla interna de aluminio de alta reflectancia que garantiza una luz sin deslumbramiento

58,00 TENDIDO Y ACCESORIOS C03P07 uds. Armario de protección donde se instalarán los elementos de

protección magneto-termica y diferencial.








7

1400,00 C03P11 m. Conductor de cobre AFUMEX de 1x6mm² de sección, designación


300,00

1.4 Capitulo 4 “Centro de Transformación”

CAPITULO 4: CENTRO DE TRANSFORMACIÓN Codi go Ud. Descripción Cantidad

C04P01 Ud. Suministro y montaje de edificio prefabricado,

envolvente de hormigón armado, sistema monobloque, modelo PFU-4/36 kV de Ormazabal o similar, de las siguientes caracterrísticas, según RU-1303A: — dimensiones exteriores: 3045 x 2380 x 4460 mm (alto/ancho/largo); — peso: 12 000 kg. Incluso excavación del terreno, capa de arena de nivelación de 10 cm de espesor mín., solera, pavimento y cerramientos exteriores, obra civil necesaria para su ubicación, adecuación de la zona ajardinada existente, grúa, transporte, etc.

1,00 C04P02 Ud. Suministro y montaje de celda de línea de corte y

aislamiento en SF6, Vu = 24 kV, In =630 A, modelo CGC de Ormazabal o similar, , según normas FECSA-ENDESA , interconexiones, transporte, grúa, etc.

1,00 C04P03 Ud. Cables de AT 18/30 kV del tipo DHV, unipolares, con

aislamiento de etileno-propileno y pantalla con corona, sin armadura y con cubierta de PVC, con conductores de sección y material 1x150 AL utilizando 3 de 6 m de longitud y terminaciones 36 kV del tipo enchufable y modelo M-400LR de ELASTIMOLD. En el precio se incluye montaje, mano de obra y elementos auxiliares.

1,00 C04P03 Ud. Transformador trifásico reductor de tensión con neutro

accesible en el secundario, de potencia 250 kVA y refrigeración natural de aceite, de tensión primaria 25 kV y tensión secundaria 380-220 V, grupo de conexión Dyn 11, tensión de cortocircuito 4,5% y regulación primaria de +- 2,5 %. En el precio se incluye montaje, mano de obra y elementos auxiliares.

1,00


8

C04P04 m. Cuadro de baja tensión AC-5, con 5 salidas con fusibles en bases tipo ITV, marca PRONUTEC. En el precio se incluye montaje, mano de obra y elementos auxiliares.

1,00 C04P05 m. Juego de cables para puente de baja tensión, de sección

1x240mm2 AL de etileno-propileno sin armadura, y todos los accesorios para la conexión, formados por un grupo de cables en la cantidad de 3 x fase + 2 x neutro de 3,0 m de longitud. En el precio se incluye montaje, mano de obra y elementos auxiliares.

1,00 C04P06 m. Tierra de protección del transformador. Instalación de

puesta a tierra de protección debidamente montada y conectada utilizando conductor desnudo de Cu con las siguientes características: geometría en anillo rectangular, profundidad 0,5 m, sin picas, de dimensiones 6,0 x 4,0 m.

1,00 C04P07 m. Tierra de servicio o neutro del transformador. Instalación

exterior realizada con Cu aislado con el mismo tipo de materiales que las tierras de protección.

1,00 C04P08 m. Instalación interior de tierra de protección en el edificio

de transformación, con el conductor de Cu desnudo grapado en la pared y conectado a las celdas y demás paramenta del edificio, así como a una caja general de tierra de protección según las normas de la compañía suministradora.

1,00 C04P09 Ud.

Piqueta de conexión a tierra de acero recubierta de cobre, de 2000 mm de longitud, de 17,3 mm de diámetro, estándar y clavada a tierra. Incluye los conectores para conectar a la red de tierra.

8,00 C04P010 Reja metálica para defensa del transformador, con un

paño enclavado con la celda de protección correspondiente. En el precio se incluye montaje, mano de obra y elementos auxiliares.

2,00 C04P11 Ud. Equipo de alumbrado que permita la suficiente

visibilidad para ejecutar las maniobras y revisiones necesarias de las celdas de AT + equipo autónomo de alumbrado de emergencia y señalización de salida del local. En el precio se incluye montaje, mano de obra y elementos auxiliares.

1,00


9

C04P12 Ud. Equipo de operación, maniobra y seguridad para permitir la realización de las maniobras con aislamiento suficiente para proteger al personal durante la ejecución de las maniobras y operaciones de mantenimiento, formador por una banqueta aislante y un par de guantes de aislamiento. En el precio se incluye montaje, mano de obra y elementos auxiliares.

1,00 C04P13 Ud. Placas de señalización y peligro formadas por señal

edificio transformación y placa señalización trafo. En el precio se incluye montaje, mano de obra y elementos auxiliares.

15,00


10

2 Cuadro de Precios.


CAPITULO 1: CAMPO SOLAR FOTOVOLTAICO Codi go Ud. Descripción Precio



665,00 C01P02 uds. Módulo fotovoltaico SUNTECH STP190S de 190Wp compuesto por


703,00 C01P03 uds. Inversor trifásico de 50.000 W con sistemas de protección según


5400,00 C01P04 uds. Seguidor Solar de 2 ejes TETRA-TRACK, con una superficie


6600,00 C01P05 m. Estructura de soportación de acero galvanizado metálica sobre


3,50 C01P06 uds. Cuadro estanco con puerta ciega y cerradura, protegido contra


520,00 C01P07 uds. Interruptor de corriente continua de estado sólido INFAC 800M,

para proteger al personal de mantenimiento contra descargas eléctricas.

230,00


11

C01P08 uds. Buscador de seguidor en fallo BSF, que permite anular el subgrupo que tiene la avería o fallo de aislamineto.

120,00

C01P09 uds. Vigilante de aislamiento FAC3/800I, detecta la falta de aislamiento a tierra en las instalaciones de energía fotovoltaica, dando una orden de salida instantánea al buscador seguidor en fallo para cortocircuitar la tensión de salida de los paneles, Asegurando de esta manera que la instalación queda sin tensión.

180,00 C01P10 uds. Interruptor general de corriente contínua en caja moldeada, colocado






1,32 C01P13 m. Conductor de cobre desnudo recocido de 16 mm² de sección nominal


0,95


12


CAPITULO 2: INSTALACIÓN EN BAJA TENSIÓN Codigo Ud. Descripción Precio



210,00 C02P02 uds. Colocación armario con protección de la instalación: Interruptor


2400,00 C02P03 m. Zanja 1C BT apertura a máquina en tierra con protección dos


12,50 C02P05 4 m. Tapado de la zanja y compactado a máquina en capas de




15,87 C02P6 uds. Instalación por parte de la empresa suministradora de la Caja de


1233,00


13


CAPITULO 3: ILUMINACIÓN Codi go Ud. Descripción Precio









42,50 C03P05 m. Conductor de cobre AFUMEX de 1x1,5 mm² de sección,


0,20 ILUMINACIÓN EXTERIOR


85,00 TENDIDO Y ACCESORIOS C03P07 uds. Armario de protección donde se instalarán los elementos de








0,61


14

C03P11 m. Conductor de cobre AFUMEX de 1x6mm² de sección, designación RZ1 0,6/1 kV, (UNE 21123-4), libre de halógenos, no propagador del incendio (UNE-EN 50266), con baja emisión de gases tóxicos y corrosivos (UNE-EN 50267-2-1) y baja opacidad de humos (UNE-EN 50268-1).

0,30 ILUMINACIÓN DE EMERGENCIA

C03P12 uds. Luminaria de emergéncia ARGOS-S, cod. FL 8W DLX, con bateria con 1 hora de autonomía, y flujo luminoso de 252 lux..

120,00 C03P13 m. Conductor de cobre AFUMEX de 1x1,5mm² de sección, designación


0,20


CAPITULO 4: CENTRO DE TRANSFORMACIÓN Codi go Ud. Descripción Precio



8540,00 C04P02 Ud. Suministro y montaje de celda de línea de corte y


5800,00 C04P03 Ud. Cables de AT 18/30 kV del tipo DHV, unipolares, con



15

1875,00 C04P03 Ud. Transformador trifásico reductor de tensión con neutro


6200,00 C04P04 m. Cuadro de baja tensión AC-5, con 5 salidas con fusibles

en bases tipo ITV, marca PRONUTEC. En el precio se incluye montaje, mano de obra y elementos auxiliares.

396,90 C04P05 m. Juego de cables para puente de baja tensión, de sección


354,00 C04P06 m. Tierra de protección del transformador. Instalación de

puesta a tierra de protección debidamente montada y conectada utilizando conductor desnudo de Cu con las siguientes características: geometría en anillo rectangular, profundidad 0,5 m, sin picas, de dimensiones 6,0 x 4,0 m.

93,20 C04P07 m. Tierra de servicio o neutro del transformador. Instalación


16,20 C04P08 m. Instalación interior de tierra de protección en el edificio


570,56 C04P09 Ud.


33,00 C04P010 Reja metálica para defensa del transformador, con un


250,00


16

C04P11 Ud. Equipo de alumbrado que permita la suficiente visibilidad para ejecutar las maniobras y revisiones necesarias de las celdas de AT + equipo autónomo de alumbrado de emergencia y señalización de salida del local. En el precio se incluye montaje, mano de obra y elementos auxiliares.

247,00 C04P12 Ud.

Equipo de operación, maniobra y seguridad para permitir la realización de las maniobras con aislamiento suficiente para proteger al personal durante la ejecución de las maniobras y operaciones de mantenimiento, formador por una banqueta aislante y un par de guantes de aislamiento. En el precio se incluye montaje, mano de obra y elementos auxiliares.

190,00 C04P13 Ud. Placas de señalización y peligro formadas por señal


9,00


17

3 Presupuesto.


CAPITULO 1: CAMPO SOLAR FOTOVOLTAICO Codigo Ud. Descripción Cantidad Precio TOTAL



299,00 665,00 198835,00 C01P02 uds. Módulo fotovoltaico SUNTECH STP190S de 190Wp compuesto por


294,00 703,00 206682,00 C01P03 uds. Inversor trifásico de 50.000 W con sistemas de protección según


2,00 5400,00 10800,00 C01P04 uds. Seguidor Solar de 2 ejes TETRA-TRACK, con una superficie


7,00 6600,00 46200,00 C01P05 m. Estructura de soportación de acero galvanizado metálica sobre


442,00 3,50 1547,00 C01P06 uds. Cuadro estanco con puerta ciega y cerradura, protegido contra


27,00 520,00 14040,00 C01P07 uds. Interruptor de corriente continua de estado sólido INFAC 800M,

para proteger al personal de mantenimiento contra descargas eléctricas.


18

27,00 230,00 6210,00 C01P08 uds. Buscador de seguidor en fallo BSF, que permite anular el subgrupo

que tiene la avería o fallo de aislamineto.

2,00 120,00 240,00 C01P09 uds. Vigilante de aislamiento FAC3/800I, detecta la falta de aislamiento

a tierra en las instalaciones de energía fotovoltaica, dando una orden de salida instantánea al buscador seguidor en fallo para cortocircuitar la tensión de salida de los paneles, Asegurando de esta manera que la instalación queda sin tensión.

3,00 180,00 540,00 C01P10 uds. Interruptor general de corriente contínua en caja moldeada, colocado


2,00 190,00 380,00 C01P11 m. Conductor de cobre AFUMEX de 1x10 mm² de sección, designación




1669,00 1,32 2203,08 C01P13 m. Conductor de cobre desnudo recocido de 16 mm² de sección nominal


200,00 0,95 190,00 Total Capitulo 1 : CAMPO SOLAR FOTOVOLTAICO………...……………. 488.934,58 € Sube el presupuesto del Capitulo 1: CAMPO SOLAR FOTOVOLTAICO CUATROCIENTOS OCHENTA Y OCHO MIL NOVECIENTOS TREINTA Y CUATRO Euros con CINQUENTA Y OCHO Centimos


19


CAPITULO 2: INSTALACIÓN EN BAJA TENSIÓN Codigo Ud. Descripción Cantidad Precio TOTAL



1,00 210,00 210,00 C02P02 uds. Colocación armario con protección de la instalación: Interruptor


1,00 2400,00 2400,00 C02P03 m. Zanja 1C BT apertura a máquina en tierra con protección dos


262,00 12,50 3275,00 C02P05 4 m. Tapado de la zanja y compactado a máquina en capas de


262,00 9,10 2384,20 TENDIDO Y ACCESORIOS


262,00 15,87 4157,94 C02P6 uds. Instalación por parte de la empresa suministradora de la Caja de


1,00 1233,00 1233,00 Total Capitulo 2 : INSTALACION EN BT………...……………. 13.660,14 € Sube el presupuesto del Capitulo 2: INSTALACIÓN EN BT

TRECE MIL SEISCIENTOS SESENTA Euros con CATORCE centimos


20


CAPITULO 3: ILUMINACIÓN Codigo Ud. Descripción Cantidad Precio TOTAL



9,00 115,00 1035,00 TENDIDO Y ACCESORIOS


1,00 60,00 60,00 C03P03 uds. Interruptor magnetotérmico S 262 C10 de 10 A de intensidad


1,00 35,00 35,00 C03P04 uds. Interruptor diferencial F362 25A de intensidad nominal,


1,00 42,50 42,50 C03P05 Conductor de cobre AFUMEX de 1x1,5 mm² de sección,


30,00 0,20 6,00 ILUMINACIÓN EXTERIOR


58,00 85,00 4930,00 TENDIDO Y ACCESORIOS C03P07 uds. Armario de protección donde se instalarán los elementos de


1,00 110,00 110,00 C03P08 uds. Interruptor magnetotérmico S 262 C10 de 10 A de intensidad


11,00 35,00 385,00 C03P09 uds. Interruptor diferencial F362 25A de intensidad nominal,




1400,00 0,61 854,00


21

C03P11 m. Conductor de cobre AFUMEX de 1x6mm² de sección, designación RZ1 0,6/1 kV, (UNE 21123-4), libre de halógenos, no propagador del incendio (UNE-EN 50266), con baja emisión de gases tóxicos y corrosivos (UNE-EN 50267-2-1) y baja opacidad de humos (UNE-EN 50268-1).

300,00 0,30 90,00 ILUMINACIÓN DE EMERGENCIA

C03P12 uds. Luminaria de emergéncia ARGOS-S, cod. FL 8W DLX, con bateria con 1 hora de autonomía, y flujo luminoso de 252 lux..

1,00 120,00 120,00 C03P13 m. Conductor de cobre AFUMEX de 1x1,5mm² de sección, designación


30,00 0,20 6,00 Total Capitulo 3 : ILUMINACIÓN………...……………. 6.962,50 € Sube el presupuesto del Capitulo 3: ILUMINACIÓN

SEIS MIL NOVECIENTOS SESENTA Y DOS Euros con CINQUENTA Centimos


22


CAPITULO 4: CENTRO DE TRANSFORMACIÓN Codigo Ud. Descripción Cantidad Precio TOTAL



1,00 8540,00 8540,00 C04P02 Ud. Suministro y montaje de celda de línea de corte y


1,00 5800,00 5800,00 C04P03 Ud. Cables de AT 18/30 kV del tipo DHV, unipolares, con


1,00 1875,00 1875,00 C04P03 Ud. Transformador trifásico reductor de tensión con neutro


1,00 6200,00 6200,00 C04P04 m. Cuadro de baja tensión AC-5, con 5 salidas con fusibles

en bases tipo ITV, marca PRONUTEC. En el precio se incluye montaje, mano de obra y elementos auxiliares.

1,00 396,90 396,90 C04P05 m. Juego de cables para puente de baja tensión, de sección



23

1,00 354,00 354,00 C04P06 m. Tierra de protección del transformador. Instalación depuesta a tierra

de protección debidamente montada yconectada utilizando conductor desnudo de Cu con lassiguientes características: geometría en anillorectangular, profundidad 0,5 m, sin picas, dedimensiones 6,0 x 4,0 m.

1,00 93,20 93,20 C04P07 m. Tierra de servicio o neutro del transformador. Instalación


1,00 16,20 16,20 C04P08 m. Instalación interior de tierra de protección en el edificio


1,00 570,56 570,56 C04P09 Ud.


8,00 33,00 264,00 C04P010 Reja metálica para defensa del transformador, con un


1,00 250,00 250,00 C04P11 Ud. Equipo de alumbrado que permita la suficiente

visibilidad para ejecutar las maniobras y revisiones necesarias de las celdas de AT + equipo autónomo de alumbrado de emergencia y señalización de salida del local. En el precio se incluye montaje, mano de obra y elementos auxiliares.

1,00 247,00 247,00 C04P12 Ud.

Equipo de operación, maniobra y seguridad para permitir la realización de las maniobras con aislamiento suficiente para proteger al personal durante la ejecución de las maniobras y operaciones de mantenimiento, formador por una banqueta aislante y un par de guantes de aislamiento. En el precio se incluye montaje, mano de obra y elementos auxiliares.

1,00 190,00 190,00 C04P13 Ud. Placas de señalización y peligro formadas por señal


15,00 9,00 135,00


24

Total Capitulo 3 : CENTRO DE TRANSFORMACIÓN………...……………. 24.931,86 € Sube el presupuesto del Capitulo 4: CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

VEINTICUATRO MIL NOVECIENTOS TREINTA Y UN Euros CON OCHENTA Y SEIS Centimos

4 Resumen de presupuesto.

RESUMEN DE PRESUPUESTO Capitulo Resumen Importe %

C_01 CAMPO FOTOVOLTAICO………….…………………………………….. 488.934,58 € 91,48

C_02 INSTALACIÓN EN BT……………………..……...…………………….. 13.660,14 € 2,56

C_03 ILUMINACIÓN……………………..……...…………………….. 6.962,50 € 1,30

C_04 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN……….……..………………………….. 24.931,86 € 4,66

TOTAL EJECUCIÓN MATERIAL 534.489,08 € 13,00 % Gastos Generales……………… 69.483,58 €

6,00 % Beneficio Industrial………………. 32.069,34 €

SUMA D.G. I B.I. 101.552,93 €

16,00 % I.V.A……………………………… 85518,25 85.518,25 €

TOTAL PRESUPUESTO CONTRATA 721.560,26 €

TOTAL PRESUPUESTO GENERAL 721.560,26 € Sube el presupuesto general la dicha cantidad de:

SETECIENTOS VEINTIUN MIL QUINIENTOS SESENTA Euros con VENTISEIS centimos El Tecnico, Tarragona, Septiembre de 2006

El Técnico, En Tarragona, septiembre de 2006

Sergio Morató Moreno

Ingeniero Técnico Eléctrico

Diseño de una Central Fotovoltaica de 100 kW 6. Estudio Seguridad y Salud

1


- Documento 6. ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD


Septiembre de 2006


2

ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD

1.0. Indice

1.1. OBJETO DEL PRESENTE ESTUDIO ..................................................................................... 5

1.1.1. Objeto del presente estudio de seguridad y salud ........................................................ 5

1.1.2. Establecimiento posterior de un plan de seguridad y salud en la obra ....................... 5

1.2. MEDIDAS DE PREVENCIÓN DE LOS RIESGOS: .............................................................. 5

1.2.1. Protecciones colectivas .................................................................................................. 5

1.2.1.1. Señalización ............................................................................................................ 5

1.2.1.2.Tipos de señales ....................................................................................................... 6

1.2.1.3. Señales de salvamento o socorro ........................................................................... 6

1.2.1.4. Cinta de señalización .............................................................................................. 6

1.2.1.5. Cinta de delimitación de zona de trabajo .............................................................. 6

1.2.1.6. Iluminación (anexo IV del R.D. 486/97 de 14/4/97) ............................................ 7

1.2.1.7. Señales óptico-acústicas de vehículos de obra...................................................... 7

1.2.1.8. Caída de Altura ....................................................................................................... 8

1.2.1.9.Barandillas de protección ........................................................................................ 8

1.2.1.10. Pasarelas ................................................................................................................ 8

1.2.1.11. Escaleras portátiles ............................................................................................... 8

1.2.1.12. Cuerda de retenida ................................................................................................ 8

1.2.1.13.Sirgas ...................................................................................................................... 8

1.2.1.14. Redes de seguridad: .............................................................................................. 9

1.2.1.15. Montaje.................................................................................................................. 9

1.2.2. Equipos de protección individual (EPIS) ..................................................................... 9

1.2.3. Protecciones especiales ................................................................................................11

1.2.3.1.Generales ................................................................................................................11

1.2.3.2.Protecciones y resguardos en máquinas ...............................................................11

1.3. PROTECCIONES ESPECIALES PARTICULARES A CADA FASE DE OBRA.............12

1.3.1. Caída de objetos ...........................................................................................................12


3

1.3.2. Condiciones preventivas del entorno de la zona de trabajo.......................................12

1.3.3. Acopio de materiales paletizados ................................................................................12

1.3.4. Acopio de áridos...........................................................................................................13

1.4. CARPINTERIA METALICA Y CERRAJERIA ....................................................................13

1.4.1. Acopio de botellas de oxígeno y acetileno .................................................................13

1.4.2. Acopio de sopandas y rastreles ...................................................................................13

1.5. EJECUCIÓN DE TRABAJOS PARA LA INSTALACIÓN DE MAQUINARIA ..............14

1.5.1. Condiciones preventivas del entorno ..........................................................................14

1.6. NORMATIVA A APLICAR EN LAS FASES DEL ESTUDIO ...........................................14

1.6.1. Normativa General .......................................................................................................14

1.6.2. Protecciones personales ...............................................................................................16

1.6.3. Manipulación manual de cargas ..................................................................................16

1.6.4. Manipulación de cargas con la grúa:...........................................................................17

1.7. MEDIDAS PREVENTIVAS DE TIPO GENERAL...............................................................17

1.7.1. Disposiciones mínimas generales relativas a los lugares de trabajo en las obras (Parte A). ....................................................................................................................................17

1.7.2. - Disposiciones mínimas específicas relativas a puestos de trabajo en las obras en el exterior de los locales. ...............................................................................................................20

1.8. CARPINTERIA METALICA Y CERRAJERIA ....................................................................24

1.9. EJECUCIÓN DE TRABAJOS PARA LA INSTALACIÓN DE MAQUINARIA. .............24

1.10. PROTECCIÓN CONTRA CONTACTOS ELÉCTRICOS. ...................................................26

1.11. DIRECTRIZES GENERALES PARA LA PREVENCIÓN DE RIESGOS DORSOLUMBARES. ........................................................................................................................26

1.11.1. Características de la carga. ..........................................................................................26

1.11.2. Esfuerzo físico necesario. ............................................................................................26

1.11.3. Características del medio de trabajo. ..........................................................................26

1.11.4. Exigencias de la actividad. ..........................................................................................27

1.11.5. Factores individuales de riesgo. ..................................................................................27

1.12. MANTENIMIENTO PREVENTIVO GENERAL .................................................................27

1.12.1. Mantenimiento Preventivo Particular a cada fase de Obra........................................28


4

1.12.2. Carpintería Metáliza y Cerrajería ................................................................................28

1.13. EJECUCION DE TRABAJOS PARA LA INSTALACION DE MAQUINARIA. .............29

1.14. INSTALACIONES GENERALES DE HIGIENE EN LA OBRA:.......................................29

1.15. VIGILANCIA DE LA SALUD Y PRIMEROS AUXILIOS EN LA OBRA .......................30

1.16. OBLIGACIONES DEL EMPRESARIO EN MATERIA FORMATIVA ANTES DE INICIAR LOS TRABAJOS. ..............................................................................................................31

1.17. LEGISLACIÓN, NORMATIVAS Y CONVENIOS DE APLICACIÓN AL PRESENTE ESTUDIO .......................................................................................................................................32

1.17.1. Legislación....................................................................................................................32

1.17.2. Normativa .....................................................................................................................32


5

1.1. OBJETO DEL PRESENTE ESTUDIO

1.1.1. Objeto del presente estudio de seguridad y salud El presente Estudio Básico de Seguridad y Salud (E.S.S.) tiene como objeto servir de base para que las Empresas Contratistas y cualesquiera otras que participen en la ejecución de las obras a que hace referencia el proyecto en el que se encuentra incluido este estudio, las lleven a efecto en las mejores condiciones que puedan alcanzarse respecto a garantizar el mantenimiento de la salud, la integridad física y la vida de los trabajadores de las mismas, cumpliendo así lo que ordena en su articulado el R.D. 1627/97 de 24 de Octubre (B.O.E. de 25/10/97).

1.1.2. Establecimiento posterior de un plan de seguridad y salud en la obra El Estudio de Seguridad y Salud, debe servir también de base para que las Empresas Constructoras, Contratistas, Subcontratistas y trabajadores autónomos que participen en las obras, antes del comienzo de la actividad en las mismas, puedan elaborar un Plan de Seguridad y Salud tal y como indica el articulado del Real Decreto citado en el punto anterior. En dicho Plan podrán modificarse algunos de los aspectos señalados en este Estudio con los requisitos que establece la mencionada normativa. El citado Plan de Seguridad y Salud es el que, en definitiva, permitirá conseguir y mantener las condiciones de trabajo necesarias para proteger la salud y la vida de los trabajadores durante el desarrollo de las obras que contempla este E.S.S.

1.2. MEDIDAS DE PREVENCIÓN DE LOS RIESGOS:

1.2.1. Protecciones colectivas

1.2.1.1. Señalización El Real Decreto 485/1997, de 14 de abril por el que se establecen las disposiciones mínimas de carácter general relativas a la señalización de seguridad y salud en el trabajo, indica que deberá utilizarse una señalización de seguridad y salud a fin de:

A. Llamar la atención de los trabajadores sobre la existencia de determinados riesgos, prohibiciones u obligaciones.

B. Alertar a los trabajadores cuando se produzca una determinada situación de emergencia que requiera medidas urgentes de protección o evacuación.

C. Facilitar a los trabajadores la localización e identificación de determinados medios o instalaciones de protección, evacuación, emergencia o primeros auxilios.

D. Orientar o guiar a los trabajadores que realicen determinadas maniobras peligrosas.


6

1.2.1.2. Tipos de señales a) En forma de panel:

Señales de advertencia Forma: Triangular Color de fondo: Amarillo Color de contraste: Negro Color de Símbolo: Negro Señales de prohibición: Forma: Redonda Color de fondo: Blanco Color de contraste: Rojo Color de Símbolo: Negro Señales de obligación: Forma: Redonda Color de fondo: Azul Color de Símbolo: Blanco Señales relativas a los equipos de lucha contra incendios: Forma: Rectangular o cuadrada: Color de fondo: Rojo Color de Símbolo: Blanco

1.2.1.3. Señales de salvamento o socorro Forma: Rectangular o cuadrada: Color de fondo: Verde Color de Símbolo: Blanco

1.2.1.4. Cinta de señalización En caso de señalizar obstáculos, zonas de caída de objetos, caída de personas a distinto nivel, choques, golpes, etc., se señalizará con los anteriores paneles o bien se delimitará la zona de exposición al riesgo con cintas de tela o materiales plásticos con franjas alternadas oblicuas en color amarillo y negro, inclinadas 45º.

1.2.1.5. Cinta de delimitación de zona de trabajo Las zonas de trabajo se delimitarán con cintas de franjas alternas verticales de colores blanco y rojo.


7

1.2.1.6. Iluminación (anexo IV del R.D. 486/97 de 14/4/97) Zonas o partes del lugar de trabajo. Nivel mínimo de iluminación (lux) Zonas donde se ejecuten tareas con:

1º Baja exigencia visual 100 2º Exigencia visual moderada 200 3ª Exigencia visual alta 500 4º Exigencia visual muy alta 1.000 Áreas o locales de uso ocasional 25 Áreas o locales de uso habitual 100 Vías de circulación de uso ocasional 25 Vías de circulación de uso habitual 50

Estos niveles mínimos deberán duplicarse cuando concurran las siguientes circunstancias:

A. En áreas o locales de uso general y en las vías de circulación, cuando por sus características, estado u ocupación, existan riesgos apreciables de caídas, choque u otros accidentes.

B. En las zonas donde se efectúen tareas, y un error de apreciación visual durante la realización de las mismas, pueda suponer un peligro para el trabajador que las ejecuta o para terceros.

Los accesorios de iluminación exterior serán estancos a la humedad.

C. Portátiles manuales de alumbrado eléctrico: 24 voltios. D. Prohibición total de utilizar iluminación de llama.

1.2.1.7. Señales óptico-acústicas de vehículos de obra Las máquinas autoportantes que puedan intervenir en las operaciones de manutención deberán disponer de:

– Una bocina o claxon de señalización acústica cuyo nivel sonoro sea superior al ruido ambiental, de manera que sea claramente audible; si se trata de señales intermitentes, la duración, intervalo y agrupación de los impulsos deberá permitir su correcta identificación, Anexo IV del R.D. 485/97 de 14/4/97.

– Señales sonoras o luminosas (previsiblemente ambas a la vez) para indicación de la maniobra de marcha atrás, Anexo I del R.D. 1215/97 de 18/7/97.

– Los dispositivos de emisión de señales luminosas para uso en caso de peligro grave deberán ser objeto de revisiones especiales o ir provistos de una bombilla auxiliar.

– En la parte más alta de la cabina dispondrán de un señalizado rotativo luminoso destellante de color ámbar para alertar de su presencia en circulación viaria. - Dos focos de posición y cruce en la parte delantera y dos pilotos luminosos de color rojo detrás.

– Dispositivo de balizamiento de posición y preseñalización (lamas, conos, cintas, mallas, lámparas destelleantes, etc.).

– Protecciones colectivas particulares a cada fase de obra


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1.2.1.8. Caída de Altura Protección contra caídas de altura de personas u objetos. El riesgo de caída de altura de personas (precipitación, caída al vacío) es contemplado por el Anexo II del R.D. 1627/97 de 24 de Octubre de 1.997 como riesgo especial para la seguridad y salud de los trabajadores, por ello, de acuerdo con los artículos 5.6 y 6.2 del mencionado Real Decreto se adjuntan las medidas preventivas específicas adecuadas.

1.2.1.9. Barandillas de protección Se utilizarán como cerramiento provisional de huecos verticales y perimetrales de plataformas de trabajo, susceptibles de permitir la caída de personas u objetos desde una altura superior a 2 m; estarán constituidas por balaustre, rodapié de 20 cm de alzada, travesaño intermedio y pasamanos superior, de 90 cm. de altura, sólidamente anclados todos sus elementos entre sí y serán lo suficientemente resistentes.

1.2.1.10. Pasarelas En aquellas zonas que sea necesario el paso de peatones sobre las zanjas, pequeños desniveles y obstáculos, originados por los trabajos, se realizarán mediante pasarelas. Serán preferiblemente prefabricadas de metal, o en su defecto realizadas "in situ", de una anchura mínima de 1 m, dotada en sus laterales de barandilla de seguridad reglamentaria: La plataforma será capaz de resistir 300 Kg. de peso y estará dotada de guirnaldas de iluminación nocturna, si se encuentra afectando a la vía pública.

1.2.1.11. Escaleras portátiles Tendrán la resistencia y los elementos de apoyo y sujeción necesarios para que su utilización en las condiciones requeridas no suponga un riesgo de caída, por rotura o desplazamiento de las mismas. Las escaleras que tengan que utilizarse en obra habrán de ser preferentemente de aluminio o hierro, a no ser posible se utilizarán de madera, pero con los peldaños ensamblados y no clavados. Estará dotadas de zapatas, sujetas en la parte superior, y sobrepasarán en un metro el punto de apoyo superior. Previamente a su utilización se elegirá el tipo de escalera a utilizar, en función de la tarea a la que esté destinada y se asegurará su estabilidad. No se emplearán escaleras excesivamente cortas o largas, ni empalmadas.

1.2.1.12. Cuerda de retenida Utilizada para posicionar y dirigir manualmente la canal de derrame del hormigón, en su aproximación a la zona de vertido, constituida por poliamida de alta tenacidad, calabroteada de 12 mm de diámetro, como mínimo.

1.2.1.13. Sirgas Sirgas de desplazamiento y anclaje del cinturón de seguridad variables según los fabricantes y dispositivos de anclaje utilizados.


9

1.2.1.14. Redes de seguridad: Paños de dimensiones ajustadas al hueco a proteger, de poliamida de alta tenacidad, con luz de malla 7,5 x 7,5 cm, diámetro de hilo 4 mm y cuerda de recercado perimetral de 12 mm de diámetro, de conformidad a norma UNE 81-650-80.

1.2.1.15. Montaje Deberá instalarse este sistema de red cuando se tengan realizados la solera de planta baja y un forjado. Una vez colocada la horca, se instalará un pasador en el extremo inferior para evitar que el brazo pueda girar en sentido horizontal. Ciclo normal de utilización y desmontaje: Los movimientos posteriores de elevación de la red a las distintas plantas de la obra, se ejecutarán siguiendo los movimientos realizados en la primera. El desmontaje se efectúa siguiendo el ciclo inverso al montaje. Tanto en el primer caso como en el segundo, los operarios deberán estar protegidos contra las caídas de altura mediante protecciones colectivas, cuando por el proceso de montaje y desmontaje las redes pierdan la función de protección colectiva.

1.2.2. Equipos de protección individual (EPIS)

- Proyecciones de objetos y/o fragmentos. Calzado con protección contra golpes mecánicos Casco protector de la cabeza contra riesgos mecánicos Gafas de seguridad para uso básico (choque o impacto con partículas sólidas) Pantalla facial abatible con visor de rejilla metálica, con atalaje adaptado al casco.

- Ambiente pulvígeno.

Gafas de seguridad para uso básico (choque o impacto con partículas sólidas) - Aplastamientos.

Calzado con protección contra golpes mecánicos Casco protector de la cabeza contra riesgos mecánicos

- Atrapamientos.

Calzado con protección contra golpes mecánicos Casco protector de la cabeza contra riesgos mecánicos Guantes de protección frente a abrasión

- Caída de objetos y/o de máquinas.

Bolsa portaherramientas Calzado con protección contra golpes mecánicos Casco protector de la cabeza contra riesgos mecánicos

- Caída ó colapso de andamios.

Cinturón de seguridad anticaidas Cinturón de seguridad clase para trabajos de poda y postes


10

- Caídas de personas a distinto nivel. Cinturón de seguridad anticaidas Cinturón de seguridad clase para trabajos de poda y postes

- Caídas de personas al mismo nivel.

Bolsa portaherramientas Calzado de protección sin suela antiperforante

- Contactos eléctricos directos.

Calzado con protección contra descargas eléctricas Casco protector de la cabeza contra riesgos eléctricos Gafas de seguridad contra arco eléctrico Guantes dieléctricos

- Contactos eléctricos indirectos.

Botas de agua - Cuerpos extraños en ojos.

Gafas de seguridad para uso básico (choque o impacto con partículas sólidas) - Golpe por rotura de cable.

Casco protector de la cabeza contra riesgos mecánicos Gafas de seguridad para uso básico (choque o impacto con partículas sólidas)

- Golpes y/o cortes con objetos y/o maquinaria.

Bolsa portaherramientas Calzado con protección contra golpes mecánicos Casco protector de la cabeza contra riesgos mecánicos Chaleco reflectante para señalistas y estrobadores Guantes de protección frente a abrasión

- Pisada sobre objetos punzantes.

Bolsa portaherramientas Calzado de protección con suela antiperforante

- Sobreesfuerzos. Cinturón de protección lumbar

- Ruido.

Protectores auditivos - Caída de personas de altura.

Cinturón de seguridad anticaidas


11

1.2.3. Protecciones especiales

1.2.3.1. Generales Circulación y accesos en obra: Se estará a lo indicado en el artículo 11 A del Anexo IV del R.D. 1627/97 de 24/10/97 respecto a vías de circulación y zonas peligrosas. Los accesos de vehículos deben ser distintos de los del personal, en el caso de que se utilicen los mismos se debe dejar un pasillo para el paso de personas protegido mediante vallas. En ambos casos los pasos deben ser de superficies regulares, bien compactados y nivelados, si fuese necesario realizar pendientes se recomienda que estas no superen un 11% de desnivel. Todas estas vías estarán debidamente señalizadas y periódicamente se procederá a su control y mantenimiento. Si existieran zonas de acceso limitado deberán estar equipadas con dispositivos que eviten el paso de los trabajadores no autorizados. El paso de vehículos en el sentido de entrada se señalizará con limitación de velocidad a 10 ó 20 Km./h. y ceda el paso. Se obligará la detención con una señal de STOP en lugar visible del acceso en sentido de salida. En las zonas donde se prevé que puedan producirse caídas de personas o vehículos deberán ser balizadas y protegidas convenientemente. Las maniobras de camiones y hormigoneras deberán ser dirigidas por un operario competente, y deberán colocarse topes para las operaciones de aproximación y vaciado. El grado de iluminación natural será suficiente y en caso de luz artificial (durante la noche o cuando no sea suficiente la luz natural) la intensidad será la adecuada, citada en otro lugar de este estudio. En su caso se utilizarán portátiles con protección antichoques. Las luminarias estarán colocadas de manera que no supongan riesgo de accidentes para los trabajadores (art. 9). Si los trabajadores estuvieran especialmente a riesgos en caso de avería eléctrica, se dispondrá iluminación de seguridad de intensidad suficiente.

1.2.3.2. Protecciones y resguardos en máquinas Toda la maquinaria utilizada durante la obra dispondrá de carcasas de protección y resguardos sobre las partes móviles, especialmente de las transmisiones, que impidan el acceso involuntario de personas u objetos a dichos mecanismos, para evitar el riesgo de atrapamiento.


12

1.3. PROTECCIONES ESPECIALES PARTICULARES A CADA FASE DE OBRA

1.3.1. Caída de objetos Se evitará el paso de personas bajo las cargas suspendidas; en todo caso se acotarán las áreas de trabajo bajo las cargas citadas. Las armaduras destinadas a los pilares se colgarán para su transporte por medio de eslingas bien enlazadas y provistas en sus ganchos de pestillo de seguridad. Preferentemente el transporte de materiales se realizará sobre bateas para impedir el corrimiento de la carga.

1.3.2. Condiciones preventivas del entorno de la zona de trabajo Se comprobará que están bien colocadas las barandillas, horcas, redes, mallazo o ménsulas que se encuentren en la obra, protegiendo la caída de altura de las personas en la zona de trabajo. No se efectuarán sobrecargas sobre la estructura de los forjados, acopiando en el contorno de los capiteles de pilares, dejando libres las zonas de paso de personas y vehículos de servicio de la obra. Debe comprobarse periódicamente el perfecto estado de servicio de las protecciones colectivas colocadas en previsión de caídas de personas u objetos, a diferente nivel, en las proximidades de las zonas de acopio y de paso. El apilado en altura de los diversos materiales se efectuará en función de la estabilidad que ofrezca el conjunto. Los pequeños materiales deberán acopiarse a granel en bateas, cubilotes o bidones adecuados, para que no se diseminen por la obra. Se dispondrá en obra, para proporcionar en cada caso, el equipo indispensable al operario, una provisión de palancas, cuñas, barras, puntales, picos, tablones, bridas, cables, ganchos y lonas de plástico. Para evitar el uso continuado de la sierra circular en obra, se procurará que las piezas de pequeño tamaño y de uso masivo en obra (p.e. cuñas), sean realizados en talleres especializados. Cuando haya piezas de madera que por sus características tengan que realizarse en obra con la sierra circular, esta reunirá los requisitos que se especifican en el apartado de protecciones colectivas.

1.3.3. Acopio de materiales paletizados Los materiales paletizados permiten mecanizar las manipulaciones de cargas, siendo en sí una medida de seguridad para reducir los sobreesfuerzos, lumbalgias, golpes y atrapamientos. También incorporan riesgos derivados de la mecanización, para evitarlos se debe:

Acopiar los palets sobre superficies niveladas y resistentes. No se afectarán los lugares de paso. En proximidad a lugares de paso se deben señalizar mediante cintas de señalización. La altura de las pilas no debe superar la altura que designe el fabricante. No acopiar en una misma pila palets con diferentes geometrías y contenidos. Si no se termina de consumir el contenido de un palet se flejará nuevamente antes de realizar cualquier manipulación. Se comprobará que están bien colocadas, y sólidamente afianzadas todas las protecciones colectivas contra caídas de altura que puedan afectar al tajo: barandillas, redes, mallazo de retención, ménsulas y toldos.


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La zona de trabajo se encontrará limpia de puntas, armaduras, maderas y escombros. Los huecos horizontales que puedan quedar al descubierto sobre el terreno a causa de los trabajos cuyas dimensiones puedan permitir la caída de personas a su interior, deberán ser condenados al nivel de la cota de trabajo, instalando si es preciso pasarelas completas y reglamentarias para los viandantes o personal de obra. Las zancas de escalera deberán disponer de peldañeado integrado, quedando totalmente prohibida la instalación de patés provisionales de material cerámico, y anclaje de tableros con llantas. Deberán tener barandillas o redes verticales protegiendo el hueco de escalera.

1.3.4. Acopio de áridos Se recomienda el aporte a obra de estos materiales mediante tolvas, por las ventajas que representan frente al acopio de áridos sueltos en montículos. Las tolvas o silos se deben situar sobre terreno nivelado y realizar la cimentación o asiento que determine el suministrador. Si está próxima a lugares de paso de vehículos se protegerá con vallas empotradas en el suelo de posibles impactos o colisiones que hagan peligrar su estabilidad. Los áridos sueltos se acopiarán formando montículos limitados por tablones y/o tableros que impidan su mezcla accidental, así como su dispersión.

1.4. CARPINTERIA METALICA Y CERRAJERIA

1.4.1. Acopio de botellas de oxígeno y acetileno Los acopios de botellas que contengan gases licuados a presión se hará de forma que estén protegidas de los rayos del sol y de la intensa humedad, se señalizarán con rótulos de "NO FUMAR" y "PELIGRO: MATERIAL INFLAMABLE". Se dispondrá de extintores adecuados al riesgo. Los recipientes de oxígeno y acetileno estarán en dependencias separadas y a su vez separados de materiales combustibles (maderas, gasolina, disolventes, etc.).

1.4.2. Acopio de sopandas y rastreles Los perfiles metálicos acopiados se colocarán acuñados para evitar desplazamientos laterales. Para las operaciones de carga y descarga de perfiles, el personal responsable de las mismas, habrá recibido la formación adecuada para utilizar los medios de izado y transporte de manera correcta, realizar el embragado y el control del mantenimiento y utilización de las eslingas sin improvisaciones. Cuando los paquetes de perfiles, por su longitud, no tengan rigidez suficiente, se emplearán balancines o eslingas con varios puntos de enganche y longitudes de brazos diferentes. El acopio se hará lejos del perímetro del forjado o cubierta.


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1.5. EJECUCIÓN DE TRABAJOS PARA LA INSTALACIÓN DE MAQUINARIA

1.5.1. Condiciones preventivas del entorno Los elementos y/o máquinas de estructura se acopiarán de forma correcta. El acopio de elementos y/o máquinas deberá estar planificado, de forma que cada elemento y/o máquina que vaya a ser transportado por la grúa, no sea estorbado por ningún otro. En las inmediaciones de zonas eléctricas en tensión se mantendrán las distancias de seguridad: Alta tensión: 5 m y Baja tensión: 3 m

1.6. NORMATIVA A APLICAR EN LAS FASES DEL ESTUDIO

1.6.1. Normativa General

Exige el R.D. 1627/97 de 24 de Octubre la realización de este Estudio de eguridad y Salud que debe contener una descripción de los riesgos laborales que uedan ser evitados, indicando a tal efecto las medidas preventivas adecuadas; relación e aquellos otros que no han podido evitarse conforme a lo señalado anteriormente, indicando las protecciones técnicas tendentes a reducir los y las medidas preventivas que los controlen. Han de tenerse en cuenta, sigue el R.D., la tipología y características de los materiales y elementos que hayan de usarse, determinación del proceso constructivo y orden de ejecución de los trabajos. Tal es lo que se manifiesta en el Proyecto de Obra al que acompaña este Estudio de Seguridad y Salud. Sobre la base de lo establecido en este estudio, se elaborará el correspondiente Plan de Seguridad y Salud en el Trabajo (art. 7 del citado R.D.) por el Contratista en el que se analicen, estudien, desarrollen y complementen las previsiones contenidas en este estudio, en función de su propio sistema de ejecución de la obra o realización de las instalaciones a que se refiere este Proyecto. En dicho plan se recogerán las propuestas de medidas de prevención alternativas que el contratista crea oportunas siempre que se justifiquen técnicamente y que tales cambios no impliquen la disminución de los niveles de prevención previstos. Dicho plan deberá ser aprobado por el Coordinador de Seguridad y Salud en fase de ejecución de las obras (o por la Dirección Facultativa sino fuere precisa la Coordinación citada). A tales personas compete la comprobación, a pie de obra, de los siguientes aspectos técnicos previos:

– Revisión de los planos de la obra o proyecto de instalaciones – Replanteo – Maquinaria y herramientas adecuadas – Medios de transporte adecuados al proyecto – Elementos auxiliares precisos – Materiales, fuentes de energía a utilizar – Protecciones colectivas necesarias, etc.

Entre otros aspectos, en esta actividad se deberá haber ponderado la posibilidad de adoptar alguna de las siguientes alternativas:


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Tender a la normalización y repetitividad de los trabajos, para racionalizarlo y hacerlo más seguro, amortizable y reducir adaptaciones artesanales y manipulaciones perfectamente prescindibles en obra. Se procurará proyectar con tendencia a la supresión de operaciones y trabajos que puedan realizarse en taller, eliminando de esta forma la exposición de los trabajadores a riesgos innecesarios. El comienzo de los trabajos sólo deberá acometerse cuando se disponga de todos los elementos necesarios para proceder a su asentamiento y delimitación definida de las zonas de influencia durante las maniobras, suministro de materiales así como el radio de actuación de los equipos en condiciones de seguridad para las personas y los restantes equipos. Se establecerá un planning para el avance de los trabajos, así como la retirada y acopio de la totalidad de los materiales empleados, en situación de espera. Ante la presencia de líneas de alta tensión tanto la grúa como el resto de la maquinaria que se utilice durante la ejecución de los trabajos guardarán la distancia de seguridad de acuerdo con lo indicado en el presente estudio. Se revisará todo lo concerniente a la instalación eléctrica comprobando su adecuación a la potencia requerida y el estado de conservación en el que se encuentra. Será debidamente cercada la zona en la cual pueda haber peligro de caída de materiales, y no se haya podido apantallar adecuadamente la previsible parábola de caída del material. Como se indica en el art. 8 del R.D. 1627/97 de 24 de Octubre, los principios generales de prevención en materia de seguridad y salud que recoge el art. 15 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales, deberán ser tomados en consideración por el proyectista en las fases de concepción, estudio y elaboración del proyecto de obra y en particular al tomar las decisiones constructivas, técnicas y de organización con el fin de planificar los diferentes trabajos y al estimar la duración prevista de los mismos. El Coordinador en materia de seguridad y salud en fase de proyecto será el que coordine estas cuestiones. Se efectuará un estudio de acondicionamiento de las zonas de trabajo, para prever la colocación de plataformas, torretas, zonas de paso y formas de acceso, y poderlos utilizar de forma conveniente. Se dispondrá en obra, para proporcionar en cada caso, el equipo indispensable y necesario, prendas de protección individual tales como cascos, gafas, guantes, botas de seguridad homologadas, impermeables y otros medios que puedan servir para eventualidades o socorrer y evacuar a los operarios que puedan accidentarse. El personal habrá sido instruido sobre la utilización correcta de los equipos individuales de protección, necesarios para la realización de su trabajo. En los riesgos puntuales y esporádicos de caída de altura, se utilizará obligatoriamente el cinturón de seguridad ante la imposibilidad de disponer de la adecuada protección colectiva u observarse vacíos al respecto a la integración de la seguridad en el proyecto de ejecución. Cita el art. 10 del R.D. 1627/97 la aplicación de los principios de acción preventiva en las siguientes tareas o actividades:

A. Mantenimiento de las obras en buen estado de orden y limpieza B. Elección del emplazamiento de los puestos y áreas de trabajo, teniendo en cuenta

sus condiciones de acceso y la determinación de vías de paso y circulación. C. La manipulación de los diferentes materiales y medios auxiliares. D. El mantenimiento, el control previo a la puesta en servicio y el control periódico


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de las instalaciones y dispositivos necesarios con el objeto de corregir los defectos que pudieran afectar a la seguridad y salud de los trabajadores.

E. La delimitación y el acondicionamiento de las zonas de almacenamiento y depósito de los diferentes materiales, en particular los peligrosos.

F. La recogida de materiales peligrosos utilizados. G. El almacenamiento y la eliminación de residuos y escombros. H. La adaptación de los diferentes tiempos efectivos a dedicar a las distintas fases

del trabajo. I. La cooperación entre Contratistas, subcontratistas y trabajadores autónomos. J. Las interacciones o incompatibilidades con cualquier otro tipo de trabajo o

actividad que se desarrolle de manera próxima.

1.6.2. Protecciones personales Cuando los trabajos requieran la utilización de prendas de protección personal, éstas llevarán el sello -CE- y serán adecuadas al riesgo que tratan de paliar, ajustándose en todo a lo establecido en el R.D. 773/97 de 30 de Mayo. En caso de que un trabajador tenga que realizar un trabajo esporádico en alturas superiores a 2 m y no pueda ser protegido mediante protecciones colectivas adecuadas, deberá ir provisto de cinturón de seguridad homologado según (de sujeción o antiácidas según proceda), en vigencia de utilización (no caducada), con puntos de anclaje no improvisados, sino previstos en proyecto y en la planificación de los trabajos, debiendo acreditar previamente que ha recibido la formación suficiente por parte de sus mandos jerárquicos, para ser utilizado restrictivamente, pero con criterio.

1.6.3. Manipulación manual de cargas No se manipularán manualmente por un solo trabajador más de 25 kg. Para el levantamiento de una carga es obligatorio lo siguiente:

– Asentar los pies firmemente manteniendo entre ellos una distancia similar a la anchura de los hombros, acercándose lo más posible a la carga.

– Flexionar las rodillas, manteniendo la espalda erguida. – Agarrar el objeto firmemente con ambas manos si es posible. – El esfuerzo de levantar el peso lo debe realizar los músculos de las piernas. – Durante el transporte, la carga debe permanecer lo más cerca posible del

cuerpo, debiendo evitarse los giros de la cintura. Para el manejo de cargas largas por una sola persona se actuará según los siguientes criterios preventivos:

– Llevará la carga inclinada por uno de sus extremos, hasta la altura del hombro.

– Avanzará desplazando las manos a lo largo del objeto, hasta llegar al centro de gravedad de la carga.

– Se colocará la carga en equilibrio sobre el hombro. – Durante el transporte, mantendrá la carga en posición inclinada, con el

extremo delantero levantado. – Es obligatoria la inspección visual del objeto pesado a levantar para eliminar

aristas afiladas. – Es obligatorio el empleo de un código de señales cuando se ha de levantar un

objeto entre varios, para aportar el esfuerzo al mismo tiempo.


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– Puede ser cualquier sistema a condición de que sea conocido o convenido por el equipo.

1.6.4. Manipulación de cargas con la grúa: En todas aquellas operaciones que conlleven el empleo de aparatos elevadores, es recomendable la adopción de las siguientes normas generales:

– Señalar de forma visible la carga máxima que pueda elevarse mediante el aparato elevador utilizado.

– Acoplar adecuados pestillos de seguridad a los ganchos de suspensión de los aparatos elevadores.

– Emplear para la elevación de materiales recipientes adecuados que los contengan, o se sujeten las cargas de forma que se imposibilite el desprendimiento parcial o total de las mismas.

– Las eslingas llevarán placa de identificación donde constará la carga máxima para la cual están recomendadas.

– De utilizar cadenas estas serán de hierro forjado con un factor de seguridad no inferior a 5 de la carga nominal máxima. Estarán libres de nudos y se enrollarán en tambores o polichas adecuadas.

– Para la elevación y transporte de piezas de gran longitud se emplearán palonniers o vigas de reparto de cargas, de forma que permita esparcir la luz entre apoyos, garantizando de esta forma la horizontalidad y estabilidad.

– El gruista antes de iniciar los trabajos comprobará el buen funcionamiento de los finales de carrera. Si durante el funcionamiento de la grúa se observara inversión de los movimientos, se dejará de trabajar y se dará cuenta inmediata al la Dirección Técnica de la obra.

1.7. MEDIDAS PREVENTIVAS DE TIPO GENERAL Las disposiciones mínimas que a continuación figuran son las que indica el RD 1627/97 en su anexo IV. El proyectista deberá tomar de él lo que considere preciso para su estudio o dejarlo en su totalidad, en este caso debe borrar solamente este párrafo. Ø PARTE A

1.7.1. Disposiciones mínimas generales relativas a los lugares de trabajo en las obras (Parte A).

Observación preliminar: las obligaciones previstas en la presente parte del anexo se aplicaran siempre que lo exijan las características de la obra o de la actividad, las circunstancias o cualquier riesgo.

Ámbito de aplicación de la parte A: La presente parte del anexo será de aplicación a la totalidad de la obra, incluidos los puestos de trabajo en las obras en el interior y en el exterior de los locales.


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A. Estabilidad y solidez: – Deberá procurarse de modo apropiado y seguro, la estabilidad de los

materiales y equipos y, en general, de cualquier elemento que en cualquier desplazamiento pudiera afectar a la seguridad y la salud de los trabajadores.

– El acceso a cualquier superficie que conste de materiales que no ofrezcan una resistencia suficiente solo se autorizará en caso de que se proporcionen equipos o medios apropiados para que el trabajo se realice de manera segura.

B. Instalaciones de suministro y reparto de energía.

– La instalación eléctrica de los lugares de trabajo en las obras deberá ajustarse a lo dispuesto en su normativa específica.

– En todo caso, y a salvo de disposiciones especificas de la normativa citada, dicha instalación deberá satisfacer las condiciones que se señalan en los siguientes puntos de este apartado.

– Las instalaciones deberán proyectarse, realizarse y utilizarse de manera que no entrañen ningún peligro de incendio ni de explosión y de modo que las personas estén debidamente protegidas contra los riesgos de electrocución por contacto directo o indirecto.

– El proyecto, la realización y la elección del material y de los dispositivos de protección deberán tener en cuenta el tipo y la potencia de la energía suministrada, las condiciones de los factores externos y la competencia de las personas que tengan acceso a partes de la instalación.

C. Vías y salidas de emergencia

– Las vías y salidas de emergencia deberán permanecer expeditas y desembocar lo más directamente posible en una zona de seguridad.

– En caso de peligro, todos los lugares de trabajo deberán poder evacuarse rápidamente y en condiciones de máxima seguridad para los trabajadores.

– El número, la distribución y las dimensiones de las vías y salidas de emergencia dependerán del uso de los equipos y de las dimensiones de la obra y de los locales, así como del número máximo de personas que puedan estar presente en ellos.

– Las vías y salidas especificas deberán señalizarse conforme al R.D. 485/97. – Dicha señalización deberá fijarse en los lugares adecuados y tener la

resistencia suficiente. – Las vías y salidas de emergencia, así como las de circulación y las puertas

que den acceso a ellas, no deberán estar obstruidas por ningún objeto para que puedan ser utilizadas sin trabas en ningún momento.

– En caso de avería del sistema de alumbrado las vías de salida y emergencia deberán disponer de iluminación de seguridad de la suficiente intensidad.

D. Detección y lucha contra incendios

– Según las características de la obra y las dimensiones y usos de los locales los equipos presentes, las características físicas y químicas de las sustancias o materiales y del número de personas que pueda hallarse presentes, se dispondrá de un número suficiente de dispositivos contra incendios y, si fuese necesario detectores y sistemas de alarma.

– Dichos dispositivos deberán revisarse y mantenerse con regularidad.


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– Deberán realizarse periódicamente pruebas y ejercicios adecuados. – Los dispositivos no automáticos deben ser de fácil acceso y manipulación.

E. Temperatura – Debe ser adecuada para el organismo humano durante el tiempo de trabajo,

teniendo en cuenta el método de trabajo y la carga física impuesta.

F. Iluminación – Los lugares de trabajo, los locales y las vías de circulación de obras

deberán disponer de suficiente iluminación natural (si es posible) y de una iluminación artificial adecuada durante la noche y cuando no sea suficiente la natural.

– Se utilizaran portátiles antichoque y el color utilizado no debe alterar la percepción de los colores de las señales o paneles.

– Las instalaciones de iluminación de los locales, las vías y los puestos de trabajo deberán colocarse de manera que no creen riesgos de accidentes para los trabajadores.

G. Espacio de trabajo

– Las dimensiones del puesto de trabajo deberán calcularse de tal manera que los trabajadores dispongan de la suficiente libertad de movimientos para sus actividades, teniendo en cuenta la presencia de todo el equipo y material necesario.

H. Primeros auxilios.

– Será responsabilidad del empresario garantizar que los primeros auxilios puedan prestarse en todo momento por personal con la suficiente formación para ello.

– Asimismo, deberán adoptarse medidas para garantizar la evacuación, a fin de recibir cuidados médicos, de los trabajadores accidentados o afectados por una indisposición repentina.

– Cuando el tamaño de la obra o el tipo de actividad requieran, deberán contarse con uno o varios locales para primeros auxilios.

– Los locales para primeros auxilios deberán estar dotados de las instalaciones y el material de primeros auxilios indispensables y tener fácil acceso para las camillas.

– Deberán estar señalizados conforme el Real Decreto sobre señalización de seguridad y salud en el trabajo.

– En todos los lugares en los que las condiciones de trabajo lo requieran se deberá disponer también de material de primeros auxilios, debidamente señalizado y de fácil acceso.

– Una señalización claramente visible deberá indicar la dirección y el número de teléfono del servicio local de urgencia.

I. Disposiciones varias:

– Los accesos y el perímetro de la obra deberán señalizarse y destacarse de manera que sean claramente visibles e identificables.

– En la obra, los trabajadores deberán disponer de agua potable y, en su caso, de otra bebida apropiada no alcohólica en cantidad suficiente, tanto en los


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locales que ocupen como cerca de los puestos de trabajo. – Los trabajadores deberán disponer de instalaciones para poder comer y, en

su caso para preparar sus comidas en condiciones de seguridad y salud.

Ø PARTE B

1.7.2. - Disposiciones mínimas específicas relativas a puestos de trabajo en las obras en el exterior de los locales.

Observación preliminar: las obligaciones previstas en la presente parte del anexo se paliarán siempre que lo exijan las características de la obra o de la actividad las circunstancias o cualquier riesgo.

A. Estabilidad y solidez:

– Los puestos de trabajo móviles o fijos situados por encima o por debajo del nivel del suelo deberán ser sólidos y estables teniendo en cuenta: § El número de trabajadores que los ocupen. § Las cargas máximas que, en su caso, puedan tener que soportar, así

como su distribución. § Los factores externos que pudieran afectarles.

– En caso de que los soportes y los demás elementos de estos lugares de trabajo no poseyeran estabilidad propia, se deberán garantizar su estabilidad mediante elementos de fijación apropiados y seguros con el fin de evitar cualquier desplazamiento inesperado o involuntario del conjunto o de parte de dichos puestos de trabajo.

– Deberá verificarse de manera apropiada la estabilidad y la solidez, y especialmente después de cualquier modificación de la altura o de la profundidad del puesto de trabajo.

B. Caída de objetos: – Los trabajadores deberán estar protegidos contra la caída de objetos o

materiales, para ello se utilizarán siempre que sea técnicamente posible, medidas de protección colectiva.

– Cuando sea necesario, se establecerán paso cubiertos o se impedirá el acceso a las zonas peligrosas.

– Los materiales de acopio, equipos y herramientas de trabajo deberán colocarse o almacenarse de forma que se evite su desplome, caída o vuelco.

C. Caídas de altura:

– Las plataformas, andamios y pasarelas, así como los desniveles, huecos y aberturas existentes en los pisos de las obras, que supongan para los trabajadores un riesgo de caída de altura superior a 2 metros, se protegerán mediante barandillas u otro sistema de protección colectiva de seguridad equivalente.

– Las barandillas serán resistentes, tendrán una altura mínima de 90 centímetros y dispondrán de un reborde de protección, un pasamanos y una protección intermedia que impidan el paso o deslizamiento de los trabajadores.

– Los trabajos en altura sólo podrán efectuase en principio, con la ayuda de equipos concebidos para el fin o utilizando dispositivos de protección


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colectiva, tales como barandillas, plataformas o redes de seguridad. – Si por la naturaleza del trabajo ello no fuera posible, deberán disponerse de

medios de acceso seguros y utilizarse cinturones de seguridad con anclaje u otros medios de protección equivalente.

– La estabilidad y solidez de los elementos de soporte y el buen estado de los

medios de protección deberán verificarse previamente a su uso, posteriormente de forma periódica y cada vez que sus condiciones de seguridad puedan resultar afectadas por una modificación, periodo de no utilización o cualquier otra circunstancia.

D. Factores atmosféricos:

– Deberá protegerse a los trabajadores contra las inclemencias atmosféricas que puedan comprometer su seguridad y su salud.

E. Andamios y escaleras:

– Los andamios deberán proyectarse, construirse y mantenerse convenientemente de manera que se evite que se desplomen o se desplacen accidentalmente.

– Las plataformas de trabajo, las pasarelas y las escaleras de los andamios deberán construirse, protegerse y utilizarse de forma que se evite que las personas tengan o estén expuestas a caídas de objetos. A tal efecto, sus medidas de ajustará al número de trabajadores que vayan a utilizarlos.

– Los andamios deberán ir inspeccionados por una persona competente: § Antes de su puesta en servicio. § A intervalos regulares en lo sucesivo. § Después de cualquier modificación, periodo de no utilización,

exposición a la intemperie, sacudidas sísmicas o cualquier otra circunstancia que hubiera podido afectar a su resistencia o a su estabilidad.

– Los andamios móviles deberán asegurarse contra los desplazamientos involuntarios.

– Las escaleras de mano deberán cumplir las condiciones de diseño y utilización señaladas en el Real Decreto 486/1997, de 14 de abril, por el que se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y salud en los lugares de trabajo.

F. Aparatos elevadores:

– Los aparatos elevadores y los accesorios de izado utilizados en la obra, deberán ajustarse a lo dispuesto en su normativa específica. En todo caso, y a salvo de disposiciones específicas de la normativa citada, los aparatos elevadores y los accesorios de izado deberán satisfacer las condiciones que se señalan en los siguientes puntos de este apartado.

– Los aparatos elevadores y los accesorios de izado incluido sus elementos constitutivos, sus elementos de fijación, anclaje y soportes, deberán: § Ser de buen diseño y construcción y tener una resistencia suficiente

para el uso al que estén destinados. § Instalarse y utilizarse correctamente. § Ser manejados por trabajadores cualificados que hayan recibido una

formación adecuada. – En los aparatos elevadores y en los accesorios de izado se deberá colocar


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de manera visible, la indicación del valor de su carga máxima. – Los aparatos elevadores lo mismo que sus accesorios no podrán utilizarse

para fines distintos de aquellos a los que estén destinados.

G. Instalaciones, máquinas y equipos: – Las instalaciones, máquinas y equipos utilizados en las obras deberán

ajustarse a lo dispuesto en su normativa específica. En todo caso, y a salvo de las disposiciones específicas de la normativa citada, las instalaciones, máquinas y equipos deberán satisfacer las condiciones que se señalan en los siguientes puntos de este apartado.

– Las instalaciones, máquinas y equipos incluidas las herramientas manuales

o sin motor, deberán: § Estar bien proyectados y construidos, teniendo en cuenta en la

medida de lo posible, los principios de la ergonomía. § Mantenerse en buen estado de funcionamiento. § Utilizarse exclusivamente para los trabajos que hayan sido

diseñados. § Ser manejados por trabajadores que hayan recibido una formación

adecuada.

– Las instalaciones y los aparatos a presión deberán ajustarse a lo dispuesto en su normativa específica.

H. Instalaciones de distribución de energía: – Deberán verificarse y mantenerse con regularidad las instalaciones de

distribución de energía presentes en la obra, en particular las que estén sometidas a factores externos.

– Las instalaciones existentes antes del comienzo de la obra deberán estar localizadas, verificadas y señalizadas claramente.

– Cuando existen líneas de tendido eléctrico aéreas que puedan afectar a la seguridad en la obra será necesario desviarlas fuera del recinto de la obra o dejarlas sin tensión. Si esto no fuera posible, se colocarán barreras o avisos para que los vehículos y las instalaciones se mantengan alejados de las mismas.

– En caso de que vehículos de la obra tuvieran que circular bajo el tendido se utilizarán una señalización de advertencia y una protección de delimitación de altura.

I. Estructuras metálicas o de hormigón, encofrados y piezas prefabricadas

pesadas:

– Las estructuras metálicas o de hormigón y sus elementos, los encofrados, las piezas prefabricas pesadas o los soportes temporales y los apuntalamientos sólo se podrán montar o desmontar bajo vigilancia, control y dirección de una persona competente.

– Los encofrados, los soportes temporales y los apuntalamientos deberán proyectarse, calcularse, montarse y mantenerse de manera que puedan soportar sin riesgo las cargas a que sean sometidos.


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– Deberán adoptarse las medidas necesarias para proteger a los trabajadores

contra los peligros derivados de la fragilidad o inestabilidad temporal de la obra.

J. Otros trabajos específicos: – Los trabajos de derribo o demolición que puedan suponer un peligro para

los trabajadores deberán estudiarse, planificarse y emprenderse bajo la supervisión de una persona competente y deberán realizarse adoptando las precauciones, métodos y procedimientos apropiados.

– En los trabajos en tejados deberán adoptarse las medidas de protección

colectiva que sean necesarias en atención a la altura, inclinación o posible carácter o estado resbaladizo, para evitar la caída de trabajadores, herramientas o materiales.

– Asimismo cuando haya que trabajar sobre o cerca de superficies frágiles, se deberán tomar las medidas preventivas adecuadas para evitar que los trabajadores las pisen inadvertidamente o caigan a través suyo.

– Los trabajos con explosivos, así como los trabajos en cajones de aire

comprimido se ajustarán a lo dispuesto en su normativa específica. – Las ataguías deberán estar bien construidas, con materiales apropiados y

sólidos, con una resistencia suficiente y provistas de un equipamiento adecuado para que los trabajadores puedan ponerse a salvo en caso de irrupción de agua y de materiales.

– La construcción, el montaje, la transformación o el desmontaje de una

ataguía deberá realizarse únicamente bajo la vigilancia de una persona competente. Asimismo las ataguías deberán ser inspeccionadas por una persona competente a intervalos regulares.

K. Evacuación de escombros: La evacuación de escombros se no se debe realizar nunca por "lanzamientos libres" de los escombros desde niveles superiores hasta el suelo. Se emplearan cestas, bateas en el caso de realizarse con la grúa, aunque se recomienda el uso de tubos de descarga por su economía e independencia de la grúa. En la evacuación de escombros mediante tubos de descarga se deben seguir las siguientes medidas precautorias:

– Seguir detalladamente las instrucciones de montaje facilitadas por el fabricante.

– Los trozos de escombro de grandes longitudes se fragmentaran, con objeto de no producir atascos en el tubo.

– En el punto de descarga final se situará un contenedor que facilite la evacuación, y disminuya la dispersión del acopio.

– Las inmediaciones del punto de descarga se delimitará y señalizará el riesgo de caída de objetos.


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1.8. CARPINTERIA METALICA Y CERRAJERIA Los trabajos no se iniciarán cuando llueva intensamente, nieve y si se han de realizar desplazamientos con grúa en presencia de rachas de viento superiores a 50 km/h. Se efectuará un estudio de habilitación de las zonas de montaje de cerrajería, para prever la colocación de plataformas, andamios, zonas de paso y formas de acceso, y poder utilizarlos de forma conveniente. Se comprobará la situación, estado y requisitos de los medios de transporte, elevación y puesta en obra del los perfiles y piezas, con antelación a su utilización. La estabilidad de los elementos estructurales, tanto en su presentación como en su ensamblaje definitivo, debe ser absoluta y certificada documentalmente por el Jefe de Equipo de Taller y por el Encargado de los trabajos de Montaje por parte del Contratista Principal. Se restringirá el paso de personas bajo las zonas afectadas por el montaje y las soldaduras, colocándose señales y balizas que adviertan del riesgo. En los trabajos de soldadura sobre perfiles situados a más de 2 m de altura, se emplearán torretas metálicas ligeras, dotadas con barandillas perimetrales reglamentarias, en la plataforma, tendrá escalera de "gato" con aros salvavidas o criolina de seguridad a partir de 2 m de altura sobre el nivel del suelo, y deberá estar convenientemente arriostrada, de forma que se garantice su estabilidad. No se instalarán andamios en las proximidades de líneas en tensión. Se pueden estimar como correctas las siguientes distancias de seguridad: 3 m para líneas de hasta 5.000 V y 5 m por encima de 5.000 V. Cuando se realicen trabajos en niveles superpuestos se protegerán a los trabajadores de los niveles inferiores con redes marquesinas rígidas, mantas ignífugas o elementos de protección equivalentes. Cuando por el proceso productivo se tengan que retirar las redes de seguridad, se realizará simultaneando este proceso con la colocación de barandillas y rodapiés, o condenando los huecos horizontales, de manera que se evite la existencia de aberturas sin protección.

1.9. EJECUCIÓN DE TRABAJOS PARA LA INSTALACIÓN DE MAQUINARIA. Se procurará proyectar con tendencia a la supresión de operaciones y trabajos que puedan realizarse en taller, eliminando de esta forma la exposición de los trabajadores a riesgos innecesarios. La Coordinación de seguridad y salud, la Dirección Facultativa conjuntamente con el máximo Responsable Técnico del Contratista a pie de obra deberán comprobar previamente el conjunto de los siguientes aspectos:

- Revisión de los planos del proyecto y de obra. - Replanteo. - Maquinaria y herramientas adecuadas. - Andamios, cimbras y apeos. - Soldaduras. - Colocación de elementos auxiliares embebidos en el hormigón. - Aberturas no incluidas en los planos. - Condiciones de almacenamiento de los materiales. - Previsión de las juntas de dilatación.


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La Dirección Facultativa informará al constructor de los riesgos y dificultades que, si bien están minimizados, no se han podido solventar en fase de proyecto. Mediante el Estudio de Seguridad, el constructor debe realizar un Plan de seguridad en el que se prevea, lo más detalladamente posible, como reducir al mínimo estos riesgos. Procurar que los distintos elementos ensamblables utilizados para realizar las operaciones tradicionales de montaje, así como la plataforma de apoyo y de trabajo del operario, estén a la altura en que se ha de trabajar con ellos. Cada vez que se sube o se baja una pieza o se desplaza un operario para recogerla, existe la posibilidad de evitar una manipulación y/o un desplazamiento. Acortar en lo posible las distancias a recorrer por el material manipulado evitando estacionamientos intermedios entre el lugar de partida del material de montaje y el emplazamiento definitivo de su puesta en obra. Se comprobará la situación, estado y requisitos de los medios de transporte, elevación y puesta en obra de los perfiles, y las máquinas, con antelación a su utilización. Se restringirá el paso de personas bajo las zonas afectadas por el montaje y las soldaduras, colocándose señales y balizas que adviertan del riesgo. La descarga de los perfiles, soportes y cerchas se efectuará teniendo cuidado de que las acciones dinámicas repercutan lo menos posible sobre la estructura en construcción. Durante el izado y la colocación de los elementos estructurales y/o máquinas, deberá disponerse de una sujeción de seguridad (seguricable), en previsión de la rotura de los ganchos o ramales de las eslingas de transporte. Cuando un trabajador tenga que realizar su trabajo en alturas superiores a 2 m y su plataforma de apoyo no disponga de protecciones colectivas en previsión de caídas, deberá estar equipado con un cinturón de seguridad homologado (de sujeción o anticaídas según proceda) unido a sirga de desplazamiento convenientemente afianzada a puntos sólidos de la estructura siempre que esté perfectamente arriostrada. No se suprimirán de los elementos estructurales, los atirantamientos o los arriostramientos en tanto en cuanto no se supriman o contrarresten las tensiones que inciden sobre ellos. En los trabajos de soldadura sobre lugares situados a más de 2 m de altura, se emplearán, a ser posible, torretas metálicas ligeras, dotadas con barandillas perimetrales reglamentarias, en la plataforma, tendrá escalera de "gato" con aros salvavidas o criolina de seguridad a partir de 2 m de altura sobre el nivel del suelo, y deberá estar debidamente arriostrada de forma que se garantice la estabilidad. Las plataformas elevadoras de trabajo portátiles son la solución ideal para trabajos en cotas medias (hasta 10 m generalmente). No se instalarán andamios en las proximidades de líneas en tensión. Se pueden estimar como correctas las siguientes distancias de seguridad: 3 m para líneas de hasta 5.000 V y 5 m por encima de 5.000 V.


26

1.10. PROTECCIÓN CONTRA CONTACTOS ELÉCTRICOS. En caso de encontrarse con una línea eléctrica no prevista, inicialmente se deberán adoptar algunas de las siguientes medidas preventivas:

– Suspender los trabajos de excavación en las proximidades de la línea. – Descubrir la línea sin deteriorarla y con suma precaución. – Proteger la línea para evitar su deterioro, impedir el acceso de personal a la

zona informar a la compañía suministradora. – Todos los trabajos que se realicen en las proximidades de líneas en tensión,

deberán contar la presencia de un Vigilante de la compañía suministradora.

1.11. DIRECTRIZES GENERALES PARA LA PREVENCIÓN DE RIESGOS DORSOLUMBARES.

En la aplicación de lo dispuesto en el anexo del R.D. 487/97 se tendrán en cuenta, en su caso, los métodos o criterios a que se refiere el apartado 3 del artículo 5 del Real Decreto 39/1997, de 17 de enero, por el que se aprueba el Reglamento de los Servicios de Prevención.

1.11.1. Características de la carga. La manipulación manual de una carga puede presentar un riesgo, en particular dorsolumbar, en los casos siguientes:

– Cuando la carga es demasiado pesada o demasiado grande. – Cuando es voluminosa o difícil de sujetar. – Cuando está en equilibrio inestable o su contenido corre el riesgo de

desplazarse. – Cuando está colocada de tal modo que debe sostenerse o manipularse a

distancia del tronco o con torsión o inclinación del mismo. – Cuando la carga, debido a su aspecto exterior o a su consistencia, puede

ocasionar lesiones al trabajador, en particular en caso de golpe.

1.11.2. Esfuerzo físico necesario. Un esfuerzo físico puede entrañar un riesgo, en particular dorsolumbar, en los casos siguientes:

– Cuando es demasiado importante. – Cuando no puede realizarse más que por un movimiento de torsión o de

flexión del tronco. – Cuando puede acarrear un movimiento brusco de la carga. – Cuando se realiza mientras el cuerpo está en posición inestable. – Cuando se trate de alzar o descender la carga con necesidad de modificar el

agarre.

1.11.3. Características del medio de trabajo. Las características del medio de trabajo pueden aumentar el riesgo, en particular dorsolumbar en los casos siguientes:

– Cuando el espacio libre, especialmente vertical, resulta insuficiente para el ejercicio de la actividad de que se trate.

– Cuando el suelo es irregular y, por tanto, puede dar lugar a tropiezos o bien es resbaladizo para el calzado que lleve el trabajador.


27

– Cuando la situación o el medio de trabajo no permite al trabajador lamanipulación manual de cargas a una altura segura y en una postura correcta.

– Cuando el suelo o el plano de trabajo presentan desniveles que implican la manipulación de la carga en niveles diferentes.

– Cuando el suelo o el punto de apoyo son inestables. – Cuando la temperatura, humedad o circulación del aire son inadecuadas. – Cuando la iluminación no sea adecuada. – Cuando exista exposición a vibraciones.

1.11.4. Exigencias de la actividad. La actividad puede entrañar riesgo, en particular dorsolumbar, cuando implique una o varias de las exigencias siguientes:

– Esfuerzos físicos demasiado frecuentes o prolongados en los que intervenga en particular la columna vertebral.

– Período insuficiente de reposo fisiológico o de recuperación. – Distancias demasiado grandes de elevación, descenso o transporte. – Ritmo impuesto por un proceso que el trabajador no pueda modular.

1.11.5. Factores individuales de riesgo. Constituyen factores individuales de riesgo:

– La falta de aptitud física para realizar las tareas en cuestión. – La inadecuación de las ropas, el calzado u otros efectos personales que

lleve el trabajador. – La insuficiencia o inadaptación de los conocimientos o de la formación. – La existencia previa de patología dorsolumbar.

1.12. MANTENIMIENTO PREVENTIVO GENERAL

El articulado y Anexos del R.D. 1215/97 de 18 de Julio indica la obligatoriedad por parte del empresario de adoptar las medidas preventivas necesarias para que los equipos de trabajo que se pongan a disposición de los trabajadores sean adecuados al trabajo que deba realizarse y convenientemente adaptados al mismo, de forma que garanticen la seguridad y salud de los trabajadores al utilizarlos. Si esto no fuera posible, el empresario adoptará las medidas adecuadas para disminuir esos riesgos al mínimo. Como mínimo, sólo deberán ser utilizados equipos que satisfagan las disposiciones legales o reglamentarias que les sean de aplicación y las condiciones generales previstas en el Anexo I. Cuando el equipo requiera una utilización de manera o forma determinada se adoptarán las medidas adecuadas que reserven el uso a los trabajadores especialmente designados para ello. El empresario adoptará las medidas necesarias para que mediante un mantenimiento adecuado, los equipos de trabajo se conserven durante todo el tiempo de utilización en condiciones tales que satisfagan lo exigido por ambas normas citadas. Son obligatorias las comprobaciones previas al uso, las previas a la reutilización tras cada montaje, tras el mantenimiento o reparación, tras exposiciones a influencias susceptibles de producir deterioros y tras acontecimientos excepcionales. Todos los equipos, de acuerdo con el artículo 41 de la Ley de Prevención de Riesgos


28

Laborales (Ley 31/95), estarán acompañados de instrucciones adecuadas de funcionamiento y condiciones para las cuales tal funcionamiento es seguro para los trabajadores. Los artículos 18 y 19 de la citada Ley indican la información y formación adecuadas que los trabajadores deben recibir previamente a la utilización de tales equipos. El constructor justificará que todas las maquinas, herramientas, máquinas herramientas y medios auxiliares, tienen su correspondiente certificación -CE- y que el mantenimiento preventivo, correctivo y la reposición de aquellos elementos que por deterioro o desgaste normal de uso haga desaconsejar su utilización, sea efectivo en todo momento. Los elementos de señalización se mantendrán en buenas condiciones de visibilidad y en los casos que se considere necesario, se regarán las superficies de tránsito para eliminar los ambientes pulvígenos, y con ello la suciedad acumulada sobre tales elementos. La instalación eléctrica provisional de obra se revisará periódicamente, por parte de un electricista, se comprobarán las protecciones diferenciales, magnetotérmicos, toma de tierra y los defectos de aislamiento. En las máquinas eléctrica portátiles, el usuario revisará diariamente los cables de alimentación y conexiones; así como el correcto funcionamiento de sus protecciones. Las instalaciones, máquinas y equipos, incluidas las de mano, deberán:

– Estar bien proyectados y construidos teniendo en cuenta los principios de la ergonomía.

– Mantenerse en buen estado de funcionamiento. – Utilizarse exclusivamente para los trabajos que hayan sido diseñados. – Ser manejados por trabajadores que hayan sido formados adecuadamente. – Las herramientas manuales serán revisadas diariamente por su usuario,

reparándose o sustituyéndose según proceda, cuando su estado denote un mal funcionamiento o represente un peligro para su usuario. (mangos agrietados o astillados).

1.12.1. Mantenimiento Preventivo Particular a cada fase de Obra

1.12.2. Carpintería Metáliza y Cerrajería Se revisará diariamente el estado del cable de los aparatos de elevación, detectando deshilachados, roturas o cualquier otro desperfecto que impida el uso de estos cables con entera garantía así como las eslingas. Efectuar al menos trimestralmente una revisión a fondo de los elementos de los aparatos de elevación, prestando especial atención a cables, frenos, contactos eléctricos y sistemas de mando. Realizar el mantenimiento preventivo de la grúa de conformidad a la ITC-AEM2 sobre grúas torre.


29

1.13. EJECUCION DE TRABAJOS PARA LA INSTALACION DE MAQUINARIA. Se revisará diariamente el estado del cable de los aparatos de elevación, detectando deshilachados, roturas o cualquier otro desperfecto que impida el uso de estos cables con entera garantía así como las eslingas. Efectuar al menos trimestralmente una revisión a fondo de los elementos de los aparatos de elevación, prestando especial atención a cables, frenos, contactos eléctricos y sistemas de mando. Realizar el mantenimiento preventivo de la grúa de conformidad a la ITC-AEM2 sobre grúas torre. Se asegurará de que todos los elementos de la estructura metálica en fase de montaje, están firmemente sujetos antes de abandonar el puesto de trabajo. Se revisarán diariamente la estabilidad y buena colocación de los andamios, apeos y cables de atirantado, así como el estado de los materiales que lo componen, antes de iniciar los trabajos. Se inspeccionará periódicamente los cables e interruptores diferenciales de la instalación eléctrica. Se comprobará siempre antes de su puesta en marcha, el estado del disco de la tronzadora circular y de la esmeriladora manual. Diariamente, antes de poner en funcionamiento el equipo de soldadura, se revisarán por los usuarios, los cables de alimentación, conexiones, pinzas, y demás elementos del equipo eléctrico. Diariamente el responsable del tajo, antes de iniciar el trabajo, comprobará la estabilidad de los andamios y sus accesos.

1.14. INSTALACIONES GENERALES DE HIGIENE EN LA OBRA:

Servicios higiénicos:

Cuando los trabajadores tengan que llevar ropa especial de trabajo deberán tener a su disposición vestuarios adecuados.

a. Los vestuarios deberán ser de fácil acceso, tener las dimensiones suficientes y disponer de asientos e instalaciones que permitan a cada trabajador poner a secar, si fuera necesario, su ropa de trabajo.

b. Cuando las circunstancias lo exijan (por ejemplo, sustancias peligrosas, humedad, suciedad), la ropa de trabajo deberá poner guardarse separada de la ropa de calle y de los efectos personales.

c. Cuando los vestuarios no sean necesarios, en el sentido del párrafo primero de este apartado, cada trabajador deberá poder disponer de un espacio para colocar su ropa y sus objetos personales bajo llave.

Cuando el tipo de actividad o la salubridad lo requieran, se deberán poner a disposición de los trabajadores duchas apropiadas y en número suficientes.

d. Las duchas deberán tener dimensiones suficientes para permitir que cualquier trabajador se asee sin obstáculos y en adecuadas condiciones de higiene.

e. Las duchas deberán disponer de agua corriente caliente y fría. Cuando, con arreglo al párrafo primero de este apartado, no sean necesarias duchas, deberán tener lavabos suficientes y apropiados con agua corriente, caliente si fuese necesario cerca de los puestos de trabajo y de los vestuarios.


30

f. Si las duchas o los lavabos y los vestuarios estuvieren separados, la comunicación entre uno y otros deberá ser fácil.

Los trabajadores deberán disponer en las proximidades de sus puestos de trabajo de los locales de descanso, de los vestuarios y de las duchas o lavabos, de locales especiales equipados con un número suficiente de retretes y de lavabos.

g. Los vestuarios, duchas, lavabos y retretes estarán separados para hombres y mujeres, o deberán preverse una utilización por separado de los mismos.

1.15. VIGILANCIA DE LA SALUD Y PRIMEROS AUXILIOS EN LA OBRA

Indica la Ley de Prevención de Riesgos Laborales (ley 31/95 de 8 de Noviembre), en su art. 22 que el Empresario deberá garantizar a los trabajadores a su servicio la vigilancia periódica de su estado de salud en función de los riesgos inherentes a su trabajo. Esta vigilancia solo podrá llevarse a efecto con el consentimiento del trabajador exceptuándose, previo informe de los representantes de los trabajadores, los supuestos en los que la realización de los reconocimientos sea imprescindible para evaluar los efectos de las condiciones de trabajo sobre la salud de los trabajadores o para verificar si el estado de la salud de un trabajador puede constituir un peligro para si mismo, para los demás trabajadores o para otras personas relacionadas con la empresa o cuando esté establecido en una disposición legal en relación con la protección de riesgos específicos y actividades de especial peligrosidad. En todo caso se optará por aquellas pruebas y reconocimientos que produzcan las mínimas molestias al trabajador y que sean proporcionadas al riesgo. Las medidas de vigilancia de la salud de los trabajadores se llevarán a cabo respetando siempre el derecho a la intimidad y a la dignidad de la persona del trabajador y la confidencialidad de toda la información relacionada con su estado de salud. Los resultados de tales reconocimientos serán puestos en conocimiento de los trabajadores afectados y nunca podrán ser utilizados con fines discriminatorios ni en perjuicio del trabajador. El acceso a la información médica de carácter personal se limitará al personal médico y a las autoridades sanitarias que lleven a cabo la vigilancia de la salud de los trabajadores, sin que pueda facilitarse al empresario o a otras personas sin conocimiento expreso del trabajador. No obstante lo anterior, el empresario y las personas u órganos con responsabilidades en materia de prevención serán informados de las conclusiones que se deriven de los reconocimientos efectuados en relación con la aptitud del trabajador para el desempeño del puesto de trabajo o con la necesidad de introducir o mejorar las medidas de prevención y protección, a fin de que puedan desarrollar correctamente sus funciones en materias preventivas. En los supuestos en que la naturaleza de los riesgos inherentes al trabajo lo haga necesario, el derecho de los trabajadores a la vigilancia periódica de su estado de salud deberá ser prolongado más allá de la finalización de la relación laboral, en los términos que legalmente se determinen. Las medidas de vigilancia y control de la salud de los trabajadores se llevarán a cabo por personal sanitario con competencia técnica, formación y capacidad acreditada.


31

El R.D. 39/97 de 17 de Enero, por el que se aprueba el Reglamento de los Servicios de Prevención, establece en su art. 37.3 que los servicios que desarrollen funciones de vigilancia y control de la salud de los trabajadores deberán contar con un médico especialista en Medicina del Trabajo o Medicina de Empresa y un ATS/DUE de empresa, sin perjuicio de la participación de otros profesionales sanitarios con competencia técnica, formación y capacidad acreditada. La actividad a desarrollar deberá abarcar: Evaluación inicial de la salud de los trabajadores después de la incorporación al trabajo o después de la asignación de tareas específicas con nuevos riesgos para la salud. Evaluación de la salud de los trabajadores que reanuden el trabajo tras una ausencia prolongada por motivos de salud, con la finalidad de descubrir sus eventuales orígenes profesionales y recomendar una acción apropiada para proteger a los trabajadores. Y, finalmente, una vigilancia de la salud a intervalos periódicos. La vigilancia de la salud estará sometida a protocolos específicos u otros medios existentes con respecto a los factores de riesgo a los que esté sometido el trabajador. La periodicidad y contenido de los mismos se establecerá por la Administración oídas las sociedades científicas correspondientes. En cualquier caso incluirán historia clínicolaboral, descripción detallada del puesto de trabajo, tiempo de permanencia en el mismo y riesgos detectados y medidas preventivas adoptadas. Deberá contener, igualmente, descripción de los anteriores puestos de trabajo, riesgos presentes en los mismos y tiempo de permanencia en cada uno de ellos. El personal sanitario del servicio de prevención deberá conocer las enfermedades que se produzcan entre los trabajadores y las ausencias al trabajo por motivos de salud para poder identificar cualquier posible relación entre la causa y los riesgos para la salud que puedan presentarse en los lugares de trabajo. Este personal prestará los primeros auxilios y la atención de urgencia a los trabajadores víctimas de accidentes o alteraciones en el lugar de trabajo. El art. 14 del Anexo IV A del R.D. 1627/97 de 24 de Octubre de 1.997 por el que se establecen las condiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción, indica las características que debe reunir el lugar adecuado para la práctica de los primeros auxilios que habrán de instalarse en aquellas obras en las que por su tamaño o tipo de actividad así lo requieran.

1.16. OBLIGACIONES DEL EMPRESARIO EN MATERIA FORMATIVA ANTES DE INICIAR LOS TRABAJOS.

Formación de los trabajadores: El artículo 19 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales (Ley 31/95 de 8 de Noviembre) exige que el empresario, en cumplimiento del deber de protección, deberá garantizar que cada trabajador reciba una formación teórica y práctica, suficiente y adecuada, en materia preventiva, a la contratación, y cuando ocurran cambios en los equipos, tecnologías o funciones que desempeñe. Tal formación estará centrada específicamente en su puesto o función y deberá adaptarse a la evolución de los riesgos y a la aparición de otros nuevos. Incluso deberá repetirse si se considera necesario.


32

La formación referenciada deberá impartirse, siempre que sea posible, dentro de la jornada de trabajo, o en su defecto, en otras horas pero con descuento en aquella del tiempo invertido en la misma. Puede impartirla la empresa con sus medios propios o con otros concertados, pero su coste nunca recaerá en los trabajadores. Si se trata de personas que van a desarrollar en la Empresa funciones preventivas de los niveles básico, intermedio o superior, el R.D. 39/97 por el que se aprueba el Reglamento de los Servicios de Prevención indica, en sus Anexos III al VI, los contenidos mínimos de los programas formativos a los que habrá de referirse la formación en materia preventiva.

1.17. LEGISLACIÓN, NORMATIVAS Y CONVENIOS DE APLICACIÓN AL PRESENTE ESTUDIO

1.17.1. Legislación – Ley de Prevención de Riesgos Laborales (Ley 31/95 de 8/11/95). – Reglamento de los Servicios de Prevención (R.D. 39/97 de 7/1/97). – Orden de Desarrollo del R.S.P. (27/6/97). – Disposiciones Mínimas en Materia de Señalización de Seguridad y Salud

en el Trabajo (R.D.485/97 de 14/4/97). – Disposiciones Mínimas de Seguridad y Salud en los Lugares de Trabajo

(R.D.486/97 de 14/4/97). – Disposiciones Mínimas de Seguridad y salud relativas a la manipulación

de cargas que entrañen riesgos, en particular dorsolumbares, para los trabajadores (R.D.487/97 de 14/4/97).

– Disposiciones Mínimas de Seguridad y Salud Relativas a la Utilización por los Trabajadores de Equipos de Protección Individual (R.D. 773/97 de 30/5/97).

– Disposiciones Mínimas de Seguridad y Salud para la Utilización por los Trabajadores de los equipos de Trabajo (R.D. 1215/97 de 18/7/97).

– Disposiciones Mínimas de Seguridad y Salud en las Obras de Construcción (R.D. 1627/97 de 24/10/97).

– Ordenanza General de Higiene y Seguridad del Trabajo (O.M. de 9/3/71) – Exclusivamente su Capítulo VI, y Art. 24 y 75 del Capítulo VII. – Reglamento General de Seguridad e Higiene en el Trabajo (O.M. de

31/1/40) – Exclusivamente su Capítulo VII. – Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (R.D. 2413 de 20/9/71).

1.17.2. Normativa

NORMA BÁSICA DE LA EDIFICACIÓN:

– Norma UNE 81 707 85 Escaleras portátiles de aluminio simples y de extensión.

– Norma UNE 81 002 85 Protectores auditivos. Tipos y definiciones. – Norma UNE 81 101 85 Equipos de protección de la visión. Terminología.


33

Clasificación y uso. – Norma UNE 81 200 77 Equipos de protección personal de las vías

respiratorias. Definición y clasificación.

– Norma UNE 81 208 77 Filtros mecánicos. Clasificación. Características y requisitos.

– Norma UNE 81 250 80 Guantes de protección. Definiciones y clasificación.

– Norma UNE 81 304 83 Calzado de seguridad. Ensayos de resistencia a la perforación de la suela.

– Norma UNE 81 353 80 Cinturones de seguridad. Clase A: Cinturón de sujeción.

Características y ensayos. – Norma UNE 81 650 80 Redes de seguridad. Características y ensayos.



34


- Documento 7. CATÁLOGOS



Septiembre de 2006

Diseño de una Central Fotovoltaica de 100 kW Catálogos

2

CATÁLOGOS

1. Indice

1 Modulo Fotovoltaico policristalino

2 Modulo Fotovoltaico monocristalino

3 Inversor

4 Seguidor Solar

5 Vigilante de Aislamiento FAC3/I

6 Interruptor de CC INFAC

7 Buscador de seguidor en fallo BSF

8 Varistores INPROTEC W440

9 Interruptor de CC ABB S500

10 Cajas de registro estancas

11 Interruptor general de CC

12 Interruptor Magneto-térmico Tmax

13 Interruptor diferencial adaptable al Tmax

14 Contador de energía trifásica

15 Temporizador retardo a la conexión

16 Relees de Control de frecuencia

17 Relees de Control de la tensión

18 Transformador de intensidad

19 Analizador de calidad de energía eléctrica

20 Contactor 4 polos

21 Centro de Transformación

22 Transformador MERLIN GERIN

23 Celdas de MT

24 Cuadro de distribución en BT

Diseño de una Central Fotovoltaica de 100 kW Catálogos

3

Electrical data value tolerance

Output power 190W 95% or over max power voltage 26.5V max power current 7.18A open circuit voltage 33.0V ±10% short circuit current 8.08A 95% or over * measured at standard test conditions of 1000W/m2 irradiance, AM1.5 spectrum, 25°C cell temperature

Temperature Coefficients Open circuit voltage -2.12mV/°C Short-circuit current +2.4mA /K Maximum Output -0.43 % /K

Performance Limits Maximum system voltage DC1000V Insulation resistance 50MΩ at 500VDC Ability to withstand voltage 3000V for 1 minute

Design Features

Maximized Power Output polycrystalline cells with 14.6% efficiency give highest power

output even in low light conditions Individual cell outputs matched for optimal module performance Antireflective coating and highly transparent glass maximize

energy yield Robust, Reliable Construction

Extra thick 50mm anodized aluminium frame Strengthened glass and protective backsheet prevent damage

and water ingress junction box filled with silcone gel butyl gel provides extra protection against water ingress

Highest Quality Standards

Conforms to IEC 61215 and Safety Class II electrical and mechanical performance standards for long-term outdoor operation *

Manufactured in Japan in ISO 9001 certified facilities with 20 years solar module production history

Every MSK module undergoes visual, electrical and mechanical testing before delivery

Seamless System Integration

6 holes in frame for easy installation in all system configurations Fitted with standard MC connectors and 1m cable 3 diodes in junction box to minimize system power loss from

module shading * Certification applied for.

Mechanical data value tolerance

Dimensions ±3mm Length 1480mm Width 985mm Depth 50mm

Weight 21kg

Standard Operating Conditions* Temperature -20 ~ +40 Operating humidity 45 ~ 95%RH Snow load (long-term) 1603Pa (163kgf/m2) Wind load (short-term) 2404Pa (245kgf/m2) * maximum performance limits conform to IEC 61215 standards

TP156-190 MSK CORPORATION

MADE IN JAPAN

　STC@1000W/･AM1.5･CELL25

MAXIMUM SYSTEM VOLTAGE

MAXIMUM POWER CURRENT(Ipm)

MAXIMUM POWER VOLTAGE(Vpm)

SHORT-CIRCUIT CURRENT(Isc)

OPEN-CIRCUIT VOLTAGE(Voc)

MAXIMUM POWER(Pmax)

SERIAL No.

MODEL TYPE

WARNING

THIS MODULE PRODUCES

ELECTRICITY WHEN EXPOSED

TO LIGHT

SOLAR MODULE

MS

K C

OR

PORA

TIO

N W V A V A V

MSK CORPORATION MSK Corporation Head Office 17F STEC Joho Building, 1-24-1 Nishi Shinjuku, Shinjuku Ku, Tokyo 160 0023, Japan Tel: +81 3 3342 3881 Fax: +81 3 3342 6534 [email protected]

MSK Limited 704 Golden Gate Commercial Building, 136-138 Austin Road Kowloon, Hong Kong Tel: +852 2314 3989 Fax: +852 2314 3980 [email protected]

www.msk.ne.jp

Construction item number comment 1 cell 54 156 x 156 polycrystalline 2 EVA xx 3 tedlar 1 white 4 glass 1 tempered glass 3.2mm 5 frame 1 set 50mm clear anodized aluminium6 butyl rubber xx 7 junction box 1 8 + output wire 1 Eco 4 sq, MC connector 9 - output wire 1 Eco 4 sq, MC connector 10 bypass diode 3 1000V 11 label 1 12 silcone sealant xx to fill junction box

I-V curve

Typical TP 156-190 Characteristics @ 25

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0 5 10 15 20 25 30 35Voltage(V)

Current(A)

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

Power (W)

Current

Power

Specifications

Cell

No. of cells and connections

Dimension of module(mm)

Weight

Monocrystalline silicon solar cells156mm 156mm×

54 6( ×9)

1482×992×35

16.8kg

Maximum system voltage

Limits

Operating temperature

1000 V DC

-40 to +85 C

NOCT: Nominal Operation Cell Temperature

NOCT

Temperature and Coefficients

Current temperature coefficient

Voltage temperature coefficient

Power temperature coefficient

%/K

mV/K

48 + 2C C

%/K

0.06 + 0.01

+-(155 10)

-(0.5 0.05)+

Output

Type of output terminal Junction box

Cable LAPP(4.0mm )2

Connection Suntech Plug Type IV

Asymmetrical lengths 1200mm(-) and 800mm(+)

Characteristics

Blueprint of the moduleBlueprint of the module

Module IV Graph 200W

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0 5 10 15 20 25 30 35

Voltage(V)

Cu

rre

nt(

A)

0

30

60

90

120

150

180

210

STC IV data 800W/m2 IV data 600W/m2 IV data STC PV data 800W/m2 PV data 800W/m2 PV data

2- 4[ 0.16]Φ Φ

14

82

[58

.3]

12

02

[47

.3]

702[2

7.6

]

942[37.1]

992[39.1]

Junction box

(Back View)

Tel:(+86)0510-5345000 Fax:(+86)0510-5343049

Add:17-6 ChangJiang South Road New DistrictWuxi,China

multi-SiCell TechnologyIMaximum Series Fuse Rating

50(TNOCT )Nominal Operating Cell Temp.

GH （mm）

All technical data at standard test condition

AM=1.5 E=1000W/m2 Tc=25

DimensionMaximum System Voltage

Weight

1000V

Made in China

Model Number

Voltage at PmaxCurrent at Pmax

Open-Circuit Voltage

Short-Circuit Current

Rated Maximum Power

(Vmp )

(Isc )(Voc )

(Pmax )(Imp )

A

D

F

E

BC

1234567891234

1.5

35

35

11Section A-A

Ground holes2 places

Mounting slots8 places

Drainage holes

A A

(Front View)

14 9[0.55 0.35]

Note:mm[inch]

STP200S-18/UbSTP210S-18/Ub

SOLAR MODULES

STP190S-18/Ub

STP180S-18/Ub

STP170S-18/Ub

STC:Irrandiance 1000W/m ,Module temperature 25C,AM=1.52

Model

Open circuit voltage (Voc)

Maximum power at STC(Pm)

Optimum operating voltage(Vmp)

Optimum operating current Imp( )

Short circuit current Isc( )

Characteristics

STP210S-18/Ub

33.2V

26.6 V

8.1A

7.89A

210Wp

STP200S-18/Ub STP190S-18/Ub STP180S-18/Ub STP170S-18/Ub

32.8V 32.8V 32.4V 32.4V

26.2 V 26.2 V 25.8 V 25.8 V

8A 7.82A 7.7A 7.6A

7.63A 7.25A 6.98A 6.59A

200Wp 190Wp 180Wp 170Wp

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U K A SQUALITY

MANAGEMENT

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TETRA-TRACK® SEGUIDOR SOLAR EN DOS EJES

Dobon’s Technology, S.L. Instituto Tecnológico de Canarias, CET 22, Plaza Sixto Machado 3, 38009 Santa Cruz de Tenerife, Spain. Tel +34 922568927. Fax +34 922568913. Dobon’s Manufacturing, S.L. CEEIAragón Nave 5, Avda Sagunto 116, 44002 TERUEL, Tel/Fax +34 978619723, www.dobontech.com e-mail: [email protected]

Vista del TETRA-TRACK® 60

EL PRODUCTO

TETRA-TRACK®

es un seguidor solar en dos ejes que capta la máxima energía del sol. El sistema está basado en una estructura tetraédrica de mayor resistencia al viento que los sistemas convencionales de columna.

TETRA-TRACK®

es la última solución tecnológica para los Sistemas de Energía Solar.

CARACTERÍSTICAS ESPECIFICACIONES1 TETRA-TRACK® 60 Tipo de Seguidor:

Dos ejes

Superficie colectora: Hasta 60 m2 Superficie de la plataforma: 36.0 m2 Tracción Este/Oeste: Rodadura /

Fricción Tracción Norte/Sur: Actuadores

telescópicos Accionamiento Tracción: Eléctrico. Puntos de apoyo sobre el terreno: 4 Materiales: Acero Resistencia de la estructura al viento3: 150 km/h Periodo de mantenimiento: > 1 año Sistema de control de seguimiento: Óptico +

electrónico Precisión de seguimiento básica: ± 1,5º Precisión de seguimiento avanzada: < 0,1º Seguimiento sin sol: Automático Regreso al Este: Automático (al

ocaso) Consumo electrónica de control: < 1W

• Capta más energía solar, para la misma potencia instalada que los sistemas estáticos (entre un 30% y un 48% anual, dependiendo de la situación).

• Ahorra espacio, para la misma energía colectada y no requiere grúa para su montaje.

• Mejora el rendimiento de los Inversores y de las Bombas en aplicaciones Fotovoltaicas.

• Ahorra módulos FV necesarios para la misma potencia instalada con el sistema “VLC” (Very Low Concentration2).

• Requiere menor cimentación y es más estable al viento a menor coste, que los sistemas de seguimiento de columna.

• No requiere cimentación, sobre terreno rocoso.

• No necesita desorientarse en caso de vientos fuertes.

Peso aproximado sin carga: 1000 Kg aprox.

1Estas especificaciones están sujetas a cambio. Dobontech se reserva el derecho de modificar estas especificaciones sin previo aviso. 2 VLC es un concepto original de Dobontech para producir más energía con módulos convencionales planos. 3 Depende de la superficie colectora soportada.

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CIMENTACIÓN PARA EL SEGUIDOR SOLAR

TETRA-TRACK® M60 A diferencia de los Seguidores de columna que necesitan una gran cimentación para resistir el empuje del viento que concentra todo el esfuerzo sobre la base de la columna, el TETRA-TRACK® es auto-estable por tener 4 puntos de apoyo distantes entre sí, por lo que la única precaución consiste en evitar que un golpe de viento muy fuerte pueda volcarlo al Este o al Oeste, o que pueda desplazarlo del lugar. Si por desplazamiento de las cimentaciones con el paso del tiempo a consecuencia de las lluvias el seguidor TETRA-TRACK® llegara a moverse ligeramente de su lugar, esto no tendría consecuencias, porque el sistema de orientación haría la corrección oportuna. A continuación se detallan distintas cimentaciones, en función del tipo de terreno en el que se va a colocar el seguidor solar.

Tipo de terreno

Hormigón Necesario

Losa enterrada para terrenos blandos o sueltos.

4.5 m3

Losa superficial para terrenos menos sueltos.

6.4 m3

Cimentación para terrenos rocosos.

2.0 m3

Sin cimentación para terrenos rocosos.

0.0 m3

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Losa enterrada Este tipo de cimentación es apropiada para terrenos blandos o sueltos. La cantidad de hormigón necesaria es de unos 4.5 m3.

Se realiza una excavación con una profundidad de unos 45 cm. en la zona de las patas y unos 60 cm. de profundidad en los extremos (zona en la que se sitúan los elementos de fijación de los telescópicos).

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Se colocan las patas del seguidor, los anclajes de los telescópicos y 6 varillas de acero corrugado de 12 mm, para armar el conjunto (de unos 2,7 m las cortas y unos 4 m las largas). Es importante que el eje del seguidor esté bien nivelado y orientado en el sentido Este-Oeste. Los cojinetes han de poder girar sin dificultad. Los anclajes de los telescópicos han de estar alineados en el eje Norte-Sur y la parte aérea de los mismos debe de quedar a nivel del suelo. Se vierte una fina capa de hormigón de unos 20 cm, incrementando el espesor en los herrajes de amarre de los telescópicos, así como en la zona de las patas del seguidor. Se eleva la cimentación unos 50 cm por encima del suelo, por los lados de las patas. Los orificios de las fijaciones de los Telescópicos deben de quedar sin restos de cemento.

Finalmente, se recubre la losa con la tierra sobrante de la excavación con el fin de aportar peso a la cimentación.

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Losa superficial Este tipo de cimentación es apropiada para terrenos menos sueltos o cuando se desee que no crezca hierba debajo del seguidor. La cantidad de hormigón necesaria es de unos 6.4 m3.

Se rebaja el terreno unos 11 cm y se excavan 4 huecos con una profundidad de unos 27 cm. en la zona de las patas, unos 50 cm. de profundidad en los extremos (zona en la que se sitúan los elementos de fijación de los telescópicos).

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Se colocan las patas del seguidor, los anclajes de los telescópicos y 6 varillas de acero corrugado de 12 mm, para armar el conjunto (de unos 2,7 m las cortas y unos 4 m las largas). Es importante que el eje del seguidor esté bien nivelado y orientado en el sentido Este-Oeste. Los cojinetes han de poder girar sin dificultad. Los anclajes de los telescópicos han de estar alineados en el eje Norte-Sur y la parte aérea de los mismos debe de quedar unos 20 cm del nivel del suelo.

Se vierte hormigón en los 4 huecos practicados.

Finalmente, se recubre el conjunto con una fina capa de hormigón de unos 20 cm de espesor (10 cm sobresaldrán del nivel de la tierra). Los orificios de las fijaciones de los Telescópicos deben de quedar sin restos de cemento.

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Cimentación para terreno rocoso - Opción 1 Este tipo de cimentación es apropiada para terrenos rocosos de difícil excavación. La cantidad de hormigón necesaria es de unos 2.0 m3.

Se realizan 4 huecos con una profundidad de unos 40 cm. en la zona de las patas y unos 60 cm. de profundidad en los extremos (zona en la que se sitúan los elementos de fijación de los telescópicos).

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Se colocan las patas del seguidor, los anclajes de los telescópicos y varillas de acero corrugado de 12 mm, clavadas en las paredes de los huecos (de unos 40 cm. de longtud). Es importante que el eje del seguidor esté bien nivelado y orientado en el sentido Este-Oeste. Los cojinetes han de poder girar sin dificultad. Los anclajes de los telescópicos han de estar alineados en el eje Norte-Sur y la parte aérea de los mismos debe de quedar a nivel del suelo.

Se vierte cemento en los 4 huecos practicados. Los orificios de las fijaciones de los Telescópicos deben de quedar sin restos de cemento.

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Cimentación para terreno rocoso - Opción 2 Este tipo de cimentación es apropiada para terrenos rocosos de difícil excavación. No se precisa cimentación.

Se sujetan lo dos elementos de fijación del tracker y los 2 de los telescópicos al suelo con tacos químicos.

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Se colocan las patas del seguidor. Es importante que el eje del seguidor esté bien nivelado y orientado en el sentido Este-Oeste. Los cojinetes han de poder girar sin dificultad. Los anclajes de los telescópicos han de estar alineados en el eje Norte-Sur.

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ESTUDIO DE SOMBRAS Y SEPARACIÓN ÓPTIMA ENTRE

SEGUIDORES SOLARES TETRA-TRACK® M60 INTRODUCCIÓN El presente documento da una indicación de la separación óptima entre Seguidores Solares TETRA-TRACK® M60 para minimizar las pérdidas de energía solar debidas al sombreado. Como regla general, cuanto más separados estén los Seguidores Solares entre sí, menores son las pérdidas de energía solar que se producen entre ellos debidas a las sombras. ZONAS ESTUDIADAS Y SUPERFICIE DE COLECCIÓN Las zonas estudiadas se muestran en la figura 1 y cubren todo el territorio nacional (Zona 1: Canarias - Latitud 28ºN., Zona 2: Sur - Latitud 38ºN., Zona 3: Centro - Latitud 40ºN. y Zona 4: Norte - Latitud 42ºN.) El Seguidor TETRA-TRACK® M60 está dotado de una plataforma cuadrada de 6m.x6m. con sus vértices en los ejes Norte-Sur y Este-Oeste. Dicha plataforma puede incrementarse hasta 1 metro por cada lado hasta completar una superficie de 8m.x8m.(64 m2). Figura 1. Zonas estudiadas.

En el documento se muestran los cálculos para tres configuraciones distintas de superficie colectora:

• Superficie cuadrada de 6m.x6m.(36m2). • Superficie cuadrada de 7m.x7m.(49m2). • Superficie cuadrada de 8m.x8m.(64m2).

CONFIGURACIÓN ÓPTIMA La configuración y orientación óptimas que produce menos pérdidas por sombras en un campo de Seguidores Solares TETRA-TRACK® M60 es al tresbolillo tal y como se muestra en la figura 2. Figura 2. Configuración óptima y orientación de un campo de Seguidores Solares TETRA-TRACK® M60

Las pérdidas producidas en cada uno de los Seguidores Solares (T1 a T8), así como la distancia óptima entre ellos (de centro a centro de Seguidor) se muestran en las siguientes tablas para cada latitud y superficie colectora. Las figuras “Perfil de Sombras” muestran las pérdidas por sombras que produce un Seguidor Solar TETRA-TRACK® M60 situado en el origen de coordenadas (el centro del Seguidor en el punto (0,0)) sobre otros Seguidores situados en su entorno. Las curvas de nivel indican dichas pérdidas en tanto por ciento anual, desde 0.5% (última curva amarillas) hasta el 100% (curva azul central). Por fuera del contorno amarillo, las pérdidas son inferiores al 0.5% anual.

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ZONA 1: LATITUD 28º

Superficie plataforma de 6m.x6m. (36m2) Superficie plataforma de 7m.x7m. (49m2) Superficie plataforma de 8m.x8m. (64m2)

Perfil de Sombras

Perfil de Sombras

Perfil de Sombras

*Para una cuadrícula de 8 Seguidores. No se tiene en cuenta el terreno necesario para vallado o sorteo de obstáculos adicionales.

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Perfil de Sombras

Perfil de Sombras

Perfil de Sombras


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Perfil de Sombras

Perfil de Sombras

Perfil de Sombras


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Perfil de Sombras

Perfil de Sombras

Perfil de Sombras


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ANEXO I – MODELO UTILIZADO

Los cálculos se han realizado utilizando el modelo de atmósfera plano-paralela para la Radiación Solar Directa propuesta por A. B. Meinel1:

I(z) = I0 exp(-0,357(sec z)0,678) Donde z es la distancia cenital del sol e I0 es la irradiancia local exoatmosférica para el día determinado del año (calculada teniendo en cuenta su variación estacional y la excentricidad de la órbita terrestre). Tanto la irradiancia exoatmosférica como las coordenadas solares (acimut y cenit) han sido calculadas según Eduardo Lorenzo2. La Radiación Solar Difusa (o Dispersa según algunos autores), se ha calculado suponiendo que varía con la distancia cenital exactamente como varía la componente Directa, de modo que la diferencia entre la Radiación Directa y la Radiación Global (Directa + Difusa) es un factor constante para todos los valores de la distancia cenital. Este factor es el estándar propuesto por Meinel et al.1 En todos los cálculos, se ha supuesto, siguiendo este modelo, que el cielo está despejado durante todos los días del año y que el terreno es plano. Para el cálculo de la energía solar bloqueada entre Seguidores, se ha supuesto que la superficie colectora está dividida en tres arrays de módulos fotovoltaicos conectados en serie. Cuando la superficie de la plataforma es parcialmente sombreada, la plataforma recibe energía de la siguiente forma:

a. Si la sombra de un Seguidor ocupa un tercio o menos de la superficie colectora, la plataforma sólo recibe dos tercios de la Energía Solar Directa y toda la Energía Solar Difusa.

b. Si la sombra de un Seguidor ocupa dos tercios o menos de la superficie colectora y más de un tercio, la plataforma sólo recibe un tercio de la Energía Solar

Directa y toda la Energía Solar Difusa.

c. Si la sombra de un Seguidor ocupa más de dos tercios de la superficie colectora, la plataforma sólo recibe la Energía Solar Difusa. En todos los casos se han evaluado las pérdidas día a día e integrado las mismas en cómputo anual. El periodo de muestreo temporal es de 6 minutos y se han evaluado las pérdidas cada 1m. en un cuadrícula de 100m. x 100 m. con el Seguidor en el centro de la misma.

1 A. B. Meinel, M. P. Meinel, “Applied Solar Energy”, Addison-Wesley Publishing Co., Inc. Reading-Massachusetts (EE.UU.) 2 E.Lorenzo, "Solar Electricity: Engineering of Photovoltaic Systems", Progensa, Sevilla (España).

TETRA-TRACK® SEGUIDOR SOLAR EN DOS EJES

Dobon’s Technology, S.L. Instituto Tecnológico de Canarias, CET 22, Plaza Sixto Machado 3, 38009 Santa Cruz de Tenerife, Spain. Tel +34 922568927. Fax +34 922568913. Dobon’s Manufacturing, S.L. CEEIAragón Nave 5, Avda Sagunto 116, 44002 TERUEL, Tel/Fax +34 978619723, www.dobontech.com e-mail: [email protected]

Máxima energía solar directa colectada por un sistema fijo y

un seguidor solar a dos ejes (para 40º latitud).

Vista del TETRA-TRACK® 60 Vista del TETRA-TRACK® 60

Vista del TETRA-TRACK® 60 con VLC 2

Vista del sensor óptico y de la electrónica de control

PROAT

Catálogo FAC3/I – Vigilante de Aislamiento para Interruptor INFAC (040505)

FAC3/I: Vigilante de Aislamiento con Rearme automático para INFAC

Aplicaciones En instalaciones fotovoltaicas, el FAC3/I detecta las faltas de aislamiento, procediendo a dar las ordenes adecuadas a los elementos de maniobra (Interruptor INFAC). Ello permite prevenir de posibles descargas eléctricas al personal de instalación y mantenimiento. Su función de rearme permite restablecer el servicio, una vez la falta de aislamiento ha desaparecido. (Por ejemplo derivaciones por la humedad a primera hora de la mañana.) Descripción del equipo

El equipo FAC3/I detecta la falta de aislamiento a tierra en las instalaciones de energía fotovoltaica, dando una orden de salida instantánea al Interruptor INFAC para cortocircuitar la tensión de salida de los paneles, Asegurando de esta manera que la instalación queda sin tensión. El rearme automático restablece la situación normal si el defecto de aislamiento ha desaparecido, dando una orden de desconexión del cortocircuito al Interruptor INFAC. Características funcionales • Ordenes de conexión y desconexión por contacto libre de potencial. • Contactos de conexión y desconexión independientes • Duración de las ordenes 100 mseg. • Diodos luminosos, que memorizan si el fallo de aislamiento se ha producido por (+) o (−). • Pulsador de prueba para simular un fallo a tierra de (+) o de (−). • Pulsador de Reset que el proceso inverso al de conexión (apagado de los led’s y desconexión de los relés de

salida. • Ocho tiempos de Rearme seleccionables internamente (entre 1 y 60 minutos) • Para la función de vigilancia se alimenta de la tensión de los paneles.

Características Constructivas • Equipo realizado con microcontrolador. • Caja de plástico para instalación en carril

DIN. • Bornes en carátula frontal. • Contactos de salida libres de potencial. • Alimentación auxiliar para realizar rearme

automático. Datos Técnicos • Tensión Vigilancia: VN • Margen de funcionamiento: VN-65% a VN • Consumo en reposo: 0.5 W (a VN) • Consumo con defecto: <6 W • Tiempo respuesta: <50ms (a VN=600) • Resistencia máx. defecto: 20KΩ. • Normas que cumple:

- Reglamento Baja tensión - Normativa EMC, Inmunidad - Conforme RD 1663/2000

• Propiedades de los contactos de los relés : Frontal del Equipo - Corriente permanente: 8 A. - Tensión máx.conmut.: 440 Vca. - Pot. Máx. Conmutac. : 2000 VA. Mantenimiento Cada seis meses o en las revisiones periódicas se recomienda pulsar PRUEBA para comprobar que el equipo actúa correctamente. Garantía Dos años contra defectos de fabricación.

PROAT

Catálogo FAC3/I – Vigilante de Aislamiento para Interruptor INFAC (040505)

Etiqueta de Embornamiento FAC3/I

Formato Genérico de un modelo: FAC3/XXX/Y XXX - Tensión máxima de funcionamiento Y - Para actuación sobre:

C = Contactores I = Interruptor INFAC (interruptor de estado sólido)

Ejemplo: FAC3/300/C modelo que actúa en el rango de 200 a 300 Vcc con tensión auxiliar de 220 Vca y para actuar sobre contactores Dimensiones de la caja (milímetros) Caja Montaje barra OMEGA DIN EN 50022. Material plástico auto extinguible clase VO

Modelos Margen de Tensión FAC3/800/I 300 a 800 Vcc FAC3/650/I 250 a 650 Vcc FAC3/450/I 150 a 450 Vcc FAC3/300/I 100 a 300 Vcc FAC3/200/I 75 a 200 Vcc FAC3/130/I 50 a 130 Vcc FAC3/85/I 25 a 85 Vcc FAC3/55/I 20 a 55 Vcc

FAC3/I

=

~

INFAC

Paneles Solares Interrup. Continua Inversor

Vigilante de Aislamiento

A Red

220 Vca

Fig.1: Conexión del FAC3/I e INFAC en una Instalación Fotovoltaica

1- Tierra 3- Conductor (+) 5- Conductor (-)

⎬220Vca14- 16-

RL - 1

8- 9- 7- RL - 2

11- 12- 10-

PROAT

Catálogo INFAC – Interruptor de continua (270405)

INFAC: Interruptor de continua para instalaciones fotovoltaicas

Aplicaciones

En instalaciones fotovoltaicas, el INFAC funciona como interruptor de continua. Al recibir la orden de cortocircuito procedente de un vigilante de aislamiento (por Ej.: FAC3/I), desconecta el inversor de los paneles solares y cortocircuita la entrada de potencia. Ello permite prevenir de posibles descargas eléctricas al personal de instalación y mantenimiento. Descripción del equipo

El INFAC es un interruptor de corriente continua de estado sólido (ver Fig.1). Tiene, en la parte de potencia, una borna de positivo de entrada y una borna de positivo de salida,

siendo el negativo común. Dispone de dos entradas de control:

o una, que activa la transferencia de potencia entrada a salida (estado ‘on’). o La otra interrumpe la transferencia de energía y cortocircuita las bornas de entrada de potencia

(estado ‘cortocircuito’). En definitiva el dispositivo se comporta como un biestable con los dos estados descritos, conmutando a uno u otro al recibir un pulso a través de las entradas de control correspondientes El diodo D1 aísla la salida del cortocircuito de la entrada, en el estado ‘cortocircuito’.

Características funcionales

• Alimentación de la propia instalación de paneles solares(y/o 220 Vca) • Activación y desactivación por impulso de cierre de contacto. • Sistema totalmente estático. • Sin límite de maniobras. • Tiempo pulso de maniobra: 100 mseg.(mínimo)

Características Constructivas

• Caja metálica con borna de conexión a tierra • Bornes de potencia.

Datos Técnicos

• Tensión de corte hasta 1000 Vcc • Intensidad cortocircuito: según modelo. • Consumo: <50 W • Tiempo respuesta: <50ms • Caída tensión entrada-salida: <1V • Normas que cumple:

- Reglamento Baja tensión - Normativa EMC, Inmunidad

Fig. 1: Esquema del Interruptor INFAC

9

7

10

3-4 5-6

D1

IN1

+

-

11

220 Vca

8 -

1 2

PROAT

Catálogo INFAC – Interruptor de continua (270405)

Garantía De dos años contra defectos de fabricación Formato Genérico de un modelo: INFACXXX/Y

Dimensiones de la Caja (milímetros)

Modelos

Tensión Máx.

Intensidad

Máx. Caja

ExteriorINFAC200/L 200 V 20 A A INFAC200/M 200 V 40 A B INFAC200/H 200 V 60 A B INFAC400/L 400 V 20 A A INFAC400/M 400 V 40 A B INFAC400/H 400 V 60 A B INFAC800/L 800 V 20 A A INFAC800/M 800 V 40 A B INFAC800/H 800 V 60 A B

Caja H A1 A2 L1 L2 A 80 150 200 200 240 B 100 200 250 250 290

FAC3/I

=

~

INFAC

Paneles Solares Interruptor Continua Inversor

Vigilante de Aislamiento

A Red

220 Vca

Fig.2: Conexión del Interruptor de Continua INFAC en una Instalación FV

220 Vca

A1

L1

H

A2

L2

Catalogo BSF (090506)

PROAT

BSF/nn nn=número de contactos de salida valores normalizados: 5 y 10

BSF –Buscador Seguidor en Fallo

Aplicaciones El BSF se utiliza en instalaciones fotovoltaicas, para determinar qué seguidor presenta el fallo de aislamiento. Funcionamiento Tal y como se muestra en la figura, cuando el Vigilante de Aislamiento FAC3 detecta fallo de aislamiento, indica al BSF (Buscador Seguidor en Fallo) que inicie el ciclo de búsqueda. El BSF cortocircuita inicialmente todos los INFAC (Interruptores de Continua). Al cabo de pocos segundos, procede a quitar el cortocircuito del primer seguidor y verificar si reaparece el fallo de aislamiento. Si no surge el fallo, lo deja funcionando y si se presenta lo vuelve a cortocircuitar. Realiza el mismo proceso con el siguiente seguidor hasta que haya realizado la prueba con todos los seguidores. Al final del ciclo quedarán cortocircuitados los seguidores que tuvieran fallo de aislamiento. Cuando el Vigilante de Aislamiento haga un reenganche, el BSF quitará el cortocircuito de los seguidores que lo tuvieren. Características funcionales

• Dispone de 10 contactos de salida realizar el ciclo de búsqueda de 10 seguidores. • Led Rojo que señaliza cuando el equipo está en ciclo de búsqueda. • Led Verde frontal indicativo de presencia de tensión auxiliar de alimentación. Características Constructivas • Realizado con microcontrolador. • Caja de plástico para instalación en carril. • Bornes en carátula frontal. • Contactos de salida libres de

potencial.

Datos Técnicos • Tensión Auxiliar: 230 Vca. • Consumo en reposo: 1.5 W. • Consumo con defecto: <2W. • Normas que cumple:

o Tensión de prueba de aislamiento Frontal del Equipo o Perturbaciones de alta frecuencia o Transitorios rápidos. o Impulso de tensión

• Propiedades del contacto del relé: o Corriente permanente: 5 A. o Tensión máx. conmut.: 440 Vca. Modelos o Pot. Máx. conmutac. : 2000 VA.

Mantenimiento Cada seis meses o en las revisiones periódicas se recomienda pulsar PRUEBA del Vigilante de Aislamiento para comprobar que el equipo realiza el ciclo de búsqueda. Embornamiento Dimensiones de la caja (milímetros) Caja 905 Montaje barra OMEGA DIN EN 50022 Material plástico autoextinguible clase VO

BSF-Buscador Seguidor en Fallo

Nº:Vaux:

Modelo:Vaux Ciclo Búsqueda

230Vca 25- 27-

Fallo Aislamiento1- 2-

RL1

3 - 4 -

RL2

5 - 6 -

RL3

7 - 8 -

RL9

19- 20-

RL8

17- 18-

RL7

15- 16-

RL6

13- 14-

RL4

9 - 10-

RL5

11- 12-

RL10

21- 22-

Catalogo BSF (090506)

PROAT

A Red =

Inversor

FAC3/I

+

Figura: BSF busca el seguidor con fallo de aislamiento

Seguidor 1 INFAC

BSF/10

Seguidor N INFAC

Seguidor 2 INFAC

Protector fotovoltaico: contra sobretensiones en plantas energéticas. Iskra Inprotec W 440

Inprotec W 440 es un protector para instalaciones fotovoltaicas diseñado por Iskra Zascite y comercializado por Dismatel. Esta gama está especialmente dirigida a las plantas de generación de energía fotovoltaica. Los protectores están fabricados en base a tecnología de varistores, según normas internacionales (IEC61643-1, VDE0675-6). Inprotec W440, diseñado para protección contra rayo directo, posee una corriente máxima de descarga de 12,5 kA. Los dos varistores vienen montados en un solo bloque, cuya ocupación total es de 2TE. Para protección contra rayos indirectos se han desarrollado otros dos productos (Protec C 40/440 y Protec CM 440).

1/61ABB SACE

1

Contents

Technical characteristics .......................................................................................................1/62

Order information

S 500 B-C-D series ............................................................................................................... 1/64

S 500 UC series (especially for direct current) .....................................................................1/66

S 500-K motor protection series with adjustable thermal release,

S 500-KM magnetic only .......................................................................................................1/68

Auxiliary elements

Auxiliary/signal contacts ........................................................................................................1/70

Shunt trips .............................................................................................................................1/71

Undervoltage releases ..........................................................................................................1/71

Accessories

Accessories for S 500 series ................................................................................................1/72

S 500 range

1/67ABB SACE

1

Breaking capacity in d.c.acc. to IEC EN 60947.2/UL077/CAN CSA-C22.2 N235-M89

In [A] poles voltage [V] Icu [kA] Ics [kA]

0.1…63 1P 250 30 30

2P 500 30 30

3P 750 30 30In alternating current they maintain the same performance as S 500 B, K

S 500 rangeS 500 UC series (especially for direct current)

Rated currents CodeIn Characteristic[A] B K

3P - S 503UC type

6 EI 335 0

10 EI 336 8

13 EI 337 6

16 EI 338 4

20 EI 339 2

25 EI 340 0

32 EI 341 8

40 EI 342 6

50 EI 343 4

63 EI 344 2

1P, 2P, 3P, 4P S 501 UC-K, S 502 UC-K, S 503 UC-K and S 504 UC-K motor protection with adjustable

thermal types*

0.1 - 0.16 on request

... on request

38 - 45 on request* The adjustment ranges are the same as those for the S 500-K circuit-breakers

TEP

M00

79

CAJAS ESTANCAS, IP65

CODIGO MODULOS EXTERIOR mm

TAPA

L h P GRIS CRISTAL

PRD 550 8 245 230 145 PRD 550/1 8 245 230 145 PRD 551 16 230 310 150 PRD 551/1 16 230 310 150 PRD 552 24 325 310 180 PRD 552/1 24 325 310 180 PRD 553 36 325 465 180 PRD 553/1 36 325 465 180 PRD 554 54 435 520 180 PRD 554/1 54 435 520 180

Información Técnica Unidades: mm. PVC = Cloruro de Vinilo

h = Alto L = Largo P = Profundidad

ABB

Contents

1SKC000013C0201

2/87Automation Technologies

Iso

max

Isomax

Moulded Case Circuit Breakers

Technical Data ................................................................................................................. 4/88

Ordering DetailsIsomax S3 .................................................................................................................... 4/90Isomax S4 ................................................................................................................... 4/103Isomax S5 .................................................................................................................... 4/109Isomax S6 .................................................................................................................... 4/118Isomax S7 .................................................................................................................... 4/126Accessories .................................................................................................................. 4/131

Dimensional DetailsIsomax S3-S4-S5

Fixed circuit-breaker................................................................................................ 4/138Plug-in circuit-breaker - withdrawable circuit-breaker ............................................. 4/139S3 circuit-breaker with RC211/3 - RC212/3 residual current releases .................... 4/140Accessories ............................................................................................................. 4/141

Isomax S6Fixed circuit-breaker ............................................................................................... 4/145Withdrawable circuit-breaker................................................................................... 4/145Accessories ............................................................................................................. 4/146

Isomax S7Fixed circuit-breaker ............................................................................................... 4/150Withdrawable circuit-breaker................................................................................... 4/150Accessories ............................................................................................................. 4/151

Distances to be respected............................................................................................ 4/155Minimum distance between centres ............................................................................. 4/156

1SKC000013C0201

4/88 Automation Technologies

PSIS96

10

PSIS96

07

Isomax S Moulded Case Circuit BreakersTechnical Data

Rated uninterrupted current, Iu [A]

Poles No.

Rated service voltage, Ue (AC) 50-60 Hz [V~]

(DC) [V–]

Rated impulse withstand voltage, Uimp [kV]

Rated insulation voltage, Ui [V]

Test voltage at industrial fre quency for 1 min. [V]

Rated ultimate short-circuit break ing ca pacity, Icu

(AC) 50-60 Hz 220/230 V~ [kA]

(AC) 50-60 Hz 380/415 V~ [kA]

(AC) 50-60 Hz 440 V~ [kA]

(AC) 50-60 Hz 500 V~ [kA]

(AC) 50-60 Hz 690 V~ [kA]

(DC) 250 V– (2 poles in series) [kA]




Rated duty short-circuit breaking capacity, Ics(2) [%Icu]

Rated short-circuit making ca pacity (415 V~), Icm [kA]

Opening time (415 V~) [ms]

Rated short-time withstand current for 1 s, lcw [kA]

Utilization category (EN 60947-2)

Isolation behaviour

IEC 947-2, EN 60 947-2

Releases thermomagnetic T fixed, M fixed 5Ith

T fixed, M fixed 10Ith T adjustable, M fixed 5Ith T adjustable, M fixed 10Ith T adjustable, M adjustable

magnetic only M fixed

Electronic PR211/P (I - LI)

PR212/P (LSI - LSIG)

Interchangeability

Versions - Terminals

Fixed

Plug-in

Withdrawable (3)

Mounting on DIN channel

Mechanical life [No. operations / op erations per hour]

Electrical life (at 415 V~) [No. op erations / operations per hour]

Basic dimensions fixed 3 / 4 poles L [mm]

P [mm]

H [mm]

Weights fixed 3 / 4 poles [kg]

plug-in 3 / 4 poles [kg]

withdrawable 3 / 4 poles [kg]

S3 S4 160 - 250 160 - 250

3-4 3-4

690 690

750 —

8 8

800 800

3000 3000

N H L N H L

65 100 170 65 100 200

35 (1) 65 85 35 (1) 65 100

30 50 65 30 50 80

25 40 50 25 40 65

14 18 20 (5) 18 22 30

35 65 85 — — —

35 50 65 — — —

— — — — — —

20 35 50 — — —

100% 75% 75% 100% 100% 75%

74 143 187 74 143 220

8 7 6 8 7 6

A A

Yes

F - EF - FC - FC CuAl - RC - R F - EF - FC - FC CuAl - RC - R

EF - FC - R EF - FC -R

EF - FC - R EF - FC -R

DIN EN 50023 DIN EN 50023

25000 / 120 20000 / 120

10000 (160A) - 8000 (250A) / 120 10000 (160A) - 8000 (250A) / 120

105 / 140 105 / 140

103.5 103.5

170 254

2.6 / 3.5 4 / 5.3

3.1 / 4.1 4.5 / 5.9

3.5 / 4.5 4.9 / 6.3

1SKC000013C0201


Fixed circuit-breaker

Mounting on sheet metal Mounting on DIN EN 50023 channel

Terminal covers (to order when not included in supply)

Low High

Flange for compartment door

Bracket for mounting on DIN EN 50023 channel

45 mm front flange

Tightening torque 2 Nm

1

2

3

4

Isomax S3 / S4 / S5Moulded Case Circuit BreakersDimensional details

A

105

105

140

140

S3

S4

S5 400

S5 630

Z

17.5

17.5

19.5

19.5

V

24

24

31

31

L

18x18

18x18

24x24

–

I

73.75

107.25

107.25

107.25

H

10

11

12

12

G

143

218

218

218

F

Ø 8

Ø 8

Ø 10

Ø 10

E

35

35

43.75

43.75

D

87.25

125.25

125.25

125.25

C

170

254

254

254

B

140

140

183.75

183.75

1SKC000013C0201


Iso

max

Plug-in circuit-breaker - withdrawable circuit-breaker

Plug-in SACE S3-S4-S5 400 Withdrawable SACE S3-S4-S5 400

isolating travel

Fixed part

Moving part complete with IP20 protection class terminal covers

Flange for compartment door (included in supply)

Lock for compartment door (to order)

Tightening torque 1,1 Nm (S3-S4) - 2 Nm (S5)

1

2

3

4

Withdrawable SACE S5 630

isolating travel

5

Note The withdrawable circuit-breaker must be completed withone of the following accessories: – front flange for operating lever mechanism – rotary handle operating mechanism – motor operator

Isomax S3 / S4 / S5Moulded Case Circuit BreakersDimensional details (continued)

A

105

105

140

140

S3

S4

S5 400

S5 630

Q

79.5

79.5

91.5

91.5

P

37.5

37.5

47.5

55.75

O

5

5

6

6

N

20

20

25

25

M

Ø 8.2

Ø 8.2

Ø 10.2

Ø 10.2

L

33.5

33.5

43.5

49

I

10

10

14

14

H

84

84

101.5

101.5

G

143

218

218

218

F

52.5

52.5

70

70

E

35

35

43.75

43.75

D

89.75

127.75

127.75

127.75

C

175

259

259

259

B

140

140

183.75

183.75

V

M12

M12

M16

M24x2

U

48

48

58

80

T

73.75

107.25

107.25

109.25

S

18x18

18x18

24x24

24x24

R

36

36

37

37

Z

100

100

108

143

1SKC000013C0201


Horizontal installation

Front terminals for cables

Bracket for mounting on DIN EN 50023 channel

1

2

SACE S3 circuit-braker with SACE RC211/3 - RC212/3 residual current release

Vertical installation (mounting on sheet metal)

Front terminals for cables(terminal covers to order)

(*) Without terminal covers(**) with low terminal covers(***) with high terminal covers

Rear terminals(low terminal covers included in supply)

Terminals for rear Cu/Al cables (high terminal covers included in supply)

Version with extended front terminals

Tightening torque 2 Nm

Flange for compartment door

1

2

NoteSee the various different versions for the dimensions of the terminals


1SKC000013C0201


Iso

max

Motor operator for fixed circuit-breaker

Accessories

Motor operator for plug in circuit-breakers

Motor operator for withdrawable circuit-breaker

isolating travel

isolating travel


Dimensions with connectors

Drilling of compartment door

1

2

3

NoteSee the various different versions for the circuit-breaker mounting holes


Dimensions with connectors


1

2

3




1

2



A

140

183.75

S3-S4S5

C

58

75.5

B

105

140

A

140

183.75

S3-S4

S5

C

58

75.5

B

105

140

A

140

183.75

S3-S4

S5

C

58

75.5

B

105

140

1SKC000013C0201


Accessories

Interlock across two horizontally-installed circuit-breakers

Interlock across two vertically-installed circuit-breakers (S3-S4-S5)

isolating travel

Interlock device

Template for drilling mounting holes in sheet metal

Drilling template for all versions with rear terminals

Dimensions with four-pole withdrawable version mounted on right

Tightening torque 3,7 Nm

1

2

3

NoteSee the various different versions for the dimensions of the circuit-breakers

4

5

Interlock device

Drilling template for mounting circuit-breakers on sheet metal

Drilling template for all versions with rear terminals

Dimensions with four-pole withdrawable version

Tightening torque 3,7 Nm

1

2

3

NoteSee the various different versions for the dimensions of the circuit-breakers

4

5


F

87.2

125.3

125.3

G

170

254

254

H

12

12

16

I

227.5

315

315

L

116

156

156

M

324

324

472

N

155

155

202

O

R15

R15

R15

P

16

16

48

Q

68

143

114

R

75

75

117

D

265

350

350

C

66

66

119

B

35

35

43.75

A

350

350

500

E

134.5

173.5

173.3

S3

S4

S5

A

180

180

220

S3

S4

S5

Q

77.5

77.5

98.5

P

14

23.5

9

O

92

101

66

N

68

143

114

M

75

75

107

L

155

155

202

I

350

490

490

H

157.5

157.5

201

G

170

254

254

F

87.5

125.3

125.3

E

578

750

750

D

157.5

195.5

195.5

C

152.5

198.5

198.5

B

35

35

43.75

R

R15

R15

R15

1SKC000013C0201


Iso

max

4

Rotary handle operating mechanism on fixed or plug in circuit-breaker

Accessories

Compartment door-mounted rotary handle operating mechanism with adjustable depth for fixed or plug in circuit-breaker

Key

Rotary handle operating mechanism



Dimensions for connector for early contact for undervoltage release


1

2

3



4

5

Transmission assembly

Rotary handle assembly with door lock device

Padlock device for open position (maximum 3 padlocks with max ø6mm to be provided by customer)

Minimum radius of rotation for fulcrum of door

Drilling of door

1

2

3

4

5

Support for depths of up to 500 mm

66 ... 300 mm(with IP54 protection min. 90)

Distance + 2 mm(shaft length)

301...500 mm(with IP54 protection min.325)

Distance + 2 mm(Shaft length)

6

7

8

9

10

7

9


S3-S4 III

S3-S4 IV

S5 III

S5 IV

A

58

93

75.5

119.25

1SKC000013C0201


Accessories

Rotary handle operating mechanism on withdrawable circuit-breaker

Front flange for operating lever mechanism

External neutral for SACE S4-S5 circuit-breakers

Rotary handle operating mechanism


Padlock device for open position (maximum 3 padlocks max. ø 6 mm to be provided by user)

1

2

3


Front flange for lever operating mechanism



Flange for compartment door(included in supply)

1

2

3


4


15TmaxMCCBs

Low Voltage Products & Systems 15.129ABB Inc. • 888-385-1221 • www.abb-control.com AC 1000 - 11/03

7/17/03 Proof

TmaxMolded case circuit breakers

15

MC

CB

sTm

ax

IntroductionABB is once again demonstrating its commitment to new product development and its superiority in product performance. Never before has the industry seen such high performance, versatility and standardization in a range of molded case circuit breakers.

The ABB Tmax has been developed to complement the performance-proven Isomax line of circuit breakers. This new breaker, with a range up to 225A, has several very big features that go along with its very small size:

• Double insulation – this construction characteristic allows for the UL Listed fi eld installation of internal accessories without exposure to the power poles.

• Positive operation – all molded case breakers from ABB ensure that the toggle indicates the precise position of the moving contacts. This guarantees safe and reliable signaling by the device.

• Installation – Tmax T1, T2 and T3 can be installed in panels and switchboards in either the horizontal or vertical planes while being fed from either end without any derating of their performance characteristics.

• Range of accessories – in the pursuit of standardization, all Tmax internal and external accessories can be utilized across the entire range from 10A to 225A.

• Interrupt ratings from 22kAIC at 480VAC up to 65kAIC.

• Standard depth – all three frames are 2.76 inches deep

• UL Listed and IEC rated for global application and acceptance.

The ABB Tmax has the performance and accessories to satisfy all industry requirements in the 480VAC to 500VDC ranges. A single pole molded case version is available for the fi rst time. Standardized sizing and accessories make it easy to design and install these items in all applications.

Frame sizes — three basic sizesThe ABB Tmax series includes three basic frame sizes as well as the T1 single pole with the range rated from 10A to 225A at 480VAC. The various versions carry the following interrupting capacities:

• B basic breaking capacity • N normal breaking capacity • S standard breaking capacity • H high breaking capacity

Derived versions • T2 circuit breakers with LS/I electronic trip

units • Switch disconnectors in T1 and T3 frames • Circuit breakers for motor circuit protection

(MCPs) • Circuit breakers for direct current

ABB Tmax versions • Fixed: all models • Plug-in: T2 & T3 UL • UL File #E93565 (breakers and MCPs) #E116596 (Accessories) #E116595 (Molded case switches)

15Tmax

MCCBs

15.130 Low Voltage Products & Systems

AC 1000 - 11/03 ABB Inc. • 888-385-1221 • www.abb-control.com7/17/03 Proof

T1 T2 T3

15

General informationSelection guideT1 – T3

Circuit-breaker type T1 T2 T3

Maximum frame continuous 40°C A 100 100 225 rated current

Rated operational voltage 50/60 Hz V 480 480 480

Test voltage 1 min. 50/60 Hz V 3000 3000 3000

Rated impulse withstand voltage kV 6 6 6

Poles No. 1-3 2-3-4 2-3-4

Performance level B (1P) N S H N S

240VAC kA RMS — 50 65 100 50 65UL/CSA short-circuit 277VAC kA RMS 18 — — — — —interrupting capacity 480VAC kA RMS — 22 35 65 25 35UL 489, File #E93565 250VDC 1 kA RMS — 25 — — 25 25CSA, File #LR90467 500VDC 1 kA RMS — 25 — — 35 35

220/230VAC kA RMS 25 50 85 100 50 85IEC-947 rated ultimate 300/400/415VAC kA RMS — 36 50 70 36 50short circuit Icu 440VAC kA RMS — 22 45 55 25 40breaking capacity 500VAC kA RMS — 15 30 36 20 30 660/690VAC kA RMS — 6 7 8 5 8

Overcurrent trip unit/relaysThermal-magnetic • • •

Microprocessor-based — • —

Version — Terminals

Fixed — front or rear • • •

Plug-in — front or rear (IEC) — • •

Dimensions (fi xed circuit-breaker)

2P & 3P (H x W x D) in 5.12 x 3.00 x 2.76 5.12 x 3.54 x 2.76 5.9 x 4.13 x 2.76

4P (H x W x D) in 5.12 x 4.00 x 2.76 5.12 x 4.72 x 2.76 5.9 x 5.51 x 2.76

Mechanical duration

Operations No. 25,000 25,000 25,000

Frequency ops./hour 240 240 120

Weights (Fixed 3P) lbs 1.98 2.43 4.63

1 For use with thermal-magnetic trip only: 250VDC, 2 poles in series 500 VDC, 3 poles in series

15TmaxMCCBs


7/17/03 Proof

15

T3 H 080 T W - 2 xxx

Interrupting rating classB = Basic N = NormalH = HighS = Standard

Current rating015 = 15A080 = 80A100 = 100A225 = 225A

Trip unit functionB = LI/S D = Molded Case Switch (MCS)T = Thermal-magnetic – 10X MagM = Magnetic only (MCP)E5 = Electronic MCP

Type connectorsW = NoneL = Lugs included

Number of poles-2 = 2 pole-4 = 4 poleNone = 3 pole

Accessories (added in alpha-numeric order) 1

A = Auxiliary SwitchS_ = Shunt trip with voltage codeU_ = Undervoltage release with voltage code

Frame sizeT1 = 100AT2 = 100AT3 = 225A

1 Consult ABB for factory installed accessories.

General informationCatalog number explanation

15Tmax

MCCBs



15

T3225A, 480VStandard thermal-magnetic

H x W x D5.9" x 4.13" x 2.76"

T3

GeneralThe T3 breaker family ranges from 60 through 225 amperes. The T3 trip units are non-interchangeable and use the very latest technology in electromagnetic relays for overcurrent trip protection. Thermal overload protection is provided by heat sensitive bimetals. Short circuit protection begins at 10 times the thermal rating of the breaker using a precise magnetic coil. State of the art construction in contacts and arcing chambers aid in limiting damaging fault currents through the protected circuits.

VersionsThe T3 frame is available in three versions:

T = Thermal-magnetic, fi xedM = Magnetic only (MCP)D = Molded case switch

Performance levelsThe T3 breaker has two performance levels available:

N = NormalS = Standard

Number of polesThe UL/CSA version of the T3 is available in two, three and four pole versions. IEC versions of the T3 are also available with the same dimensions up to 250 amperes.

Accessory mountingThe T3 frame is double insulated allowing for UL/CSA factory or fi eld installation of internal accessories. No extra control cables are required for fi eld installation. Shunt trips or UVRõs mount in the left cavity and auxiliary contacts with bell alarm mount in the right cavity.

Reverse feedingAll versions of the T3 family are suitable for reverse feed applications.

Molded case switchesUL489 switches include no overcurrent protecction except for a high instantaneous trip mechanism for self protection.

UL489 / CSA C22.2 Interrupting capacity (kA RMS) Voltage Continuous rating N S

240VAC 60 – 225A 50 65

480VAC 60 – 225A 25 35

250VDC 2 pole series 60 – 225A 25 35

500VDC 3 pole series 60 – 225A 25 35

IEC-947 Interrupting capacity (kA RMS) Voltage Continuous rating N S

230V 60 – 225A 50 85

415V 60 – 225A 36 50

440V 60 – 225A 25 40

500V 60 – 225A 20 30

690V 60 – 225A 5 8

250VDC 2 pole series 60 – 225A 36 50

500VDC 3 pole series 60 – 225A 36 50

15TmaxMCCBs


7/17/03 Proof

15

Discount schedule S3T

T3225A, 480VStandard thermal-magnetic

60A 600A T3N060TW-2 T3N060TW $ 406 70A 700A T3N070TW-2 T3N070TW 489 80A 800A T3N080TW-2 T3N080TW 489 90A 900A T3N090TW-2 T3N090TW 489 100A 1000A T3N100TW-2 T3N100TW 489 T3N 25kA 125A 1250A T3N125TW-2 T3N125TW 1034 150A 1500A T3N150TW-2 T3N150TW 1034 175A 1750A T3N175TW-2 T3N175TW 1034 200A 2000A T3N200TW-2 T3N200TW 1034 225A 2250A T3N225TW-2 T3N225TW 1034

Breaker IC at Rating Magnetic 2 pole, 480VAC/250VDC List 3 pole, 480VAC/500VDC List 480VAC trip catalog number price catalog number price

T3 — 225A Frame TMF

60A 600A T3S060TW-2 T3S060TW $ 523 70A 700A T3S070TW-2 T3S070TW 641 80A 800A T3S080TW-2 T3S080TW 641 90A 900A T3S090TW-2 T3S090TW 641 100A 1000A T3S100TW-2 T3S100TW 641 T3S 35kA 125A 1250A T3S125TW-2 T3S125TW 1430 150A 1500A T3S150TW-2 T3S150TW 1430 175A 1750A T3S175TW-2 T3S175TW 1430 200A 2000A T3S200TW-2 T3S200TW 1430 225A 2250A T3S225TW-2 T3S225TW 1430

Breaker IC at Rating Magnetic 2 pole, 480VAC/250VDC List 3 pole, 480VAC/500VDC List 480VAC trip catalog number price catalog number price

100A 600 – 1200 T3S100MW $ 711

T3S 35kA Mag only 125A 750 - 1500 T3S125MW 734 150A 900 - 1800 T3S150MW 734 200A 1200 - 2400 T3S200MW 734

Breaker IC at Trip unit Rating Adjustment 3 pole, 480VAC List 480VAC type range catalog number price

T3 — 225A frame magnetic only, (MCP)

T3S-D 240V, 65kA 1 150A 1500A T3S150DW $ 714 480V, 35kA 225A 2250A T3S225DW 1003

Breaker Interrupting Rating Magnetic 2 pole, 480VAC/500VDC List capacity trip catalog number price

T3S-D — Molded case switch

1 With fuse or MCCB protected circuit.

Pri

ce &

ava

ilab

ility

to b

e an

no

un

ced

Pri

ce &

ava

ilab

ility

to b

e an

no

un

ced

15TmaxMCCBs


7/17/03 Proof

t [s]

1x In

10

10-1

10-2102

1

10

102

103

104

10-1

60÷100A

t [s]

1x In

10

10-1

10-2102

1

10

102

103

104

10-1

125÷225A

15

Tmax T3 225 TMFIn = 60 ... 100A

Tmax T3 225 TMFIn = 125 ... 225A

Technical dataTrip curvesTmax T3

15Tmax

MCCBs



15

Technical dataTemperature performances

Tmax T1 and T1 1P In [A] 50 °F / 10 °C 68 °F / 20 °C 86 °F / 30 °C 104 °F / 40 °C 122 °F / 50 °C 140 °F / 60 °C

15 18 17 16 15 14 13 20 24 22 21 20 19 17 25 29 28 27 25 23 22 30 35 34 32 30 28 26 40 47 45 43 40 37 34 50 60 57 53 50 46 42 60 71 68 64 60 56 51 70 83 79 75 70 65 60 80 94 90 85 80 75 69 90 106 101 96 90 84 78 100 121 114 107 100 92 84

Tmax T2 In [A] 50 °F / 10 °C 68 °F / 20 °C 86 °F / 30 °C 104 °F / 40 °C 122 °F / 50 °C 140 °F / 60 °C

15 18 17 16 15 14 12 20 24 23 21 20 18 17 25 30 28 27 25 23 21 30 35 33 32 30 28 26 35 40 39 37 35 33 31 40 46 44 42 40 38 35 50 56 54 52 50 48 45 60 71 68 64 60 56 51 70 83 79 75 70 65 60 80 96 91 86 80 74 67 90 109 103 97 90 83 75 100 115 110 105 100 95 89

Tmax T3 In [A] 50 °F / 10 °C 68 °F / 20 °C 86 °F / 30 °C 104 °F / 40 °C 122 °F / 50 °C 140 °F / 60 °C

60 70 67 64 60 56 52 70 82 78 74 70 66 61 80 92 88 84 80 75 71 90 104 100 95 90 85 79 100 117 112 106 100 94 87 125 145 139 132 125 118 110 150 175 167 159 150 141 131 175 205 195 185 175 164 152 200 236 224 213 200 187 172 225 264 251 239 225 211 195

15Tmax

MCCBs



15

Approximate dimensionsT3

T3 — 2 & 3 pole

Door cut-out for Tmax without faceplate

ABB SACE3/2

3

1SD

C21

0321

F000

4

La gama de accesorios de la serie Tmax se caracteriza por ofrecer soluciones completas, flexibilidady facilidad de uso.

Accesorios

ABB SACE 3/29

3

1SD

C21

0170

F000

41S

DC

2102

12F0

004

Todos los interruptores de la serie Tmax se encuentran preparados para el montaje combinado conrelés diferenciales. En particular, los interruptores automáticos Tmax T1, T2 y T3, tripolares y tetra-polares, se pueden combinar con relés diferenciales de la serie RC221 o RC222, en la nueva ver-sión, y los interruptores T4 y T5 tetrapolares con RC222 o RC223 montados abajo.Los interruptores automáticos diferenciales resultantes garantizan, además de la protección contrasobrecargas y cortocircuitos típica de los interruptores automáticos, la protección de las personas ycontra las corrientes de defecto a tierra, y, por lo tanto, aseguran la protección contra los contactosdirectos, indirectos y los riesgos de incendio. Los relés diferenciales también se pueden montar enlos interruptores de maniobra-seccionadores Tmax T1D, T3D, T4D y T5D; en este caso, el aparatoresultante es un interruptor diferencial “puro” que garantiza únicamente la protección diferencial y nolas típicas de los interruptores automáticos. Los interruptores diferenciales “puros” sólo son sensi-bles a las corrientes de defecto a tierra y se utilizan, generalmente, como seccionadores principalesen pequeños cuadros de distribución hacia servicios finales.El uso de interruptores diferenciales “puros” y “no puros” permite la monitorización continua delestado de aislamiento de la instalación con lo que se asegura una protección eficaz contra losriesgos de incendio y de explosión y, en los casos con dispositivos I∆n ≤ 30 mA, aseguran la protec-ción de las personas contra los contactos indirectos y directos como integración de las medidasobligatorias previstas por las normativas y por las prescripciones de prevención de seguridad.Los relés diferenciales están realizados en conformidad con la normativa:– IEC 60947-2 apéndice B– IEC 60255-3 (SACE RCQ y RC223) y IEC 61000: para la protección contra los disparos intem-

pestivos– IEC 60755 (SACE RCQ): para la insensibilidad a las componentes continuas de corriente.

AccesoriosRelés diferenciales

Relés diferenciales RC221 y RC222 para T1, T2 y T3Los relés diferenciales RC221 yRC222 se pueden instalar en losinterruptores automáticos TmaxT1, T2 y T3 así como en los in-terruptores de maniobra-sec-cionadores T1D y T3D. Las ver-siones disponibles hacen posi-ble su uso con interruptorestripolares y tetrapolares, en eje-cución fija.Han sido realizados con tecno-logía electrónica y actúan direc-tamente en el interruptor me-diante un solenoide de apertu-ra, suministrado con el relé di-ferencial, que se debe instalaren el hueco que se encuentraen la zona del polo de la izquier-da.No necesitan alimentación auxi-liar ya que se alimentan direc-tamente de la red y su funcio-namiento se garantiza incluso

con una sola fase más neutro osólo dos fases en tensión y enpresencia de corrientes unidi-reccionales pulsantes con com-ponentes continuas.Se permiten todas las combi-naciones posibles de conexión,excepto garantizar, en los tetra-polares, la conexión del neutroal primer polo de la izquierda.Los relés diferenciales RC221 yRC222 se pueden alimentar in-diferentemente desde arriba odesde abajo.Es posible controlar constante-mente las condiciones de fun-cionamiento del relé diferencialmediante el pulsador de prue-ba del circuito electrónico e in-dicador magnético de actua-ción diferencial.Se encuentra disponible un dis-positivo de desconexión de la

alimentación durante la fase derealización de las pruebas deaislamiento.El interruptor tetrapolar con relédiferencial se puede dotar conlos accesorios eléctricos que seencuentran disponibles, nor-malmente, para el interruptor.Los relés de apertura o de mí-nima tensión se alojan en el hue-co situado en la zona del polodel neutro para los interrupto-res tetrapolares, mientras sonincompatibles para los interrup-tores tripolares.

ABB SACE3/30

3

1SD

C21

0171

F000

41S

DC

2102

13F0

004

1SD

C21

0214

F000

4

1SD

C21

0324

F000

4

AccesoriosRelés diferenciales

Relé diferencial RC222 para T4 y T5

Los relés diferenciales están do-tados con:– un solenoide de apertura que

se debe instalar en la zona deltercer polo, con un contactoauxiliar de señalización deactuación del relé diferencial

– marco especial.Se encuentra disponible, bajodemanda, el accesorio de fija-ción a perfil DIN 50022.La configuración prevé la intro-ducción del interruptor en la es-tructura del correspondiente relédiferencial para acceder a lasregulaciones en el lado izquier-do del interruptor mientras eltoroidal se encuentra en la posi-ción inferior.

Otra característica especial es eltipo de conexión de los cablesque se efectúa directamente enel interruptor, una vez montadoel relé diferencial, garantizandola simplificación y racionalizaciónde las operaciones de instala-ción.Los relés diferenciales con TmaxT2 y T3 montan en la parte infe-rior exclusivamente terminalesanteriores para cables de cobre(FC Cu); por esta razón, cuandode solicita el relé diferencial, enel pedido también se suministrasiempre el medio kit de termina-les FC Cu (consultar la secciónde códigos en la página 7/36).Para Tmax T1 tetrapolar, es po-

sible montar en la parte inferiorel kit de terminales posterioresen pletina horizontales (HR paraRC221/RC222).Siempre para T1 tetrapolar seencuentra disponible una versiónde relés diferenciales RC222para la instalación en módulosde 200 mm. Este relé mantienelas mismas características téc-nicas que el RC222 para T1, T2y T3 pero, gracias a la reducciónde la altura, se puede instalar enmódulos de 200 mm. Además,en el caso de montaje colateralde dos o más unidades, su for-ma particular permite reducir lasdimensiones totales.

Con T4 y T5, en versión tetra-polar, es posible utilizar un relédiferencial RC222 en posicióninferior.Este relé diferencial RC222, enejecución fija, se puede transfor-mar fácilmente en enchufablemediante el kit correspondientede transformación.El relé RC222 se ha realizadocon tecnología electrónica y ac-túa directamente en el interrup-tor mediante un solenoide deapertura, suministrado con elrelé diferencial, que se debe alo-jar en el hueco situado en la zonadel polo de la izquierda.No necesita alimentación auxi-liar ya que se alimenta directa-mente de la red y su funciona-miento se garantiza incluso conuna sola fase más neutro o sólodos fases en tensión y en pre-

sencia de corrientes unidireccio-nales pulsantes con componen-tes continuas.Se permiten todas las combina-ciones posibles de conexión,siempre y cuando el neutro seael primer polo de la izquierda.El relé diferencial RC222 se pue-de alimentar indiferentementedesde abajo o desde arriba.Es posible controlar constante-mente las condiciones de fun-cionamiento del relé diferencialmediante el pulsador de pruebadel circuito electrónico e indica-dor magnético de actuación di-ferencial.Se encuentra disponible un dis-positivo de desconexión de la ali-mentación durante la fase derealización de las pruebas de ais-lamiento.El interruptor con relé diferencial

se puede dotar con los acceso-rios eléctricos que se encuentrandisponibles, normalmente, parael interruptor. Los relés de aper-tura o de mínima tensión se alo-jan en el hueco situado en lazona del polo del neutro.El relé diferencial está dotadocon:– un solenoide de apertura que

se debe instalar en la zona deltercer polo, con un contactoauxiliar de señalización deactuación del relé diferencial

– marco especial.El relé se suministra con termi-nales anteriores estándar, peroes posible combinar tambiéntodos los terminales disponiblespara el interruptor correspon-diente.

ABB SACE 3/31

3

1SD

C21

0325

F000

4

RC221 RC222

Tamaños T1-T2-T3 T1-T2-T3 T4 y T5

Tipo forma en “L” forma en “L” Bajo interruptor

Tecnología con microprocesador con microprocesador con microprocesador

Acción solenoide solenoide solenoide

Tensión primaria de funcionamiento (1) [V] 85…500 85…500 85…500

Frecuencia de funcionamiento [Hz] 45…66 45…66 45…66

Autoalimentación

Campo de funcionamiento de la prueba(1) 85…500 85…500 85…500

Corriente asignada de servicio [A] hasta 250 A hasta 250 A hasta 630 A

Umbrales de actuación regulables [A] 0,03 - 0,1 - 0,3 - 0,03 - 0,05 - 0,1 - 0,3 - 0,03 - 0,05 - 0,1 - 0,5 - 1 - 3 0,5 - 1 - 3 - 5 - 10 0,3 - 0,5 - 1 - 3 - 5 - 10

Tiempos de actuación regulables [s] instantáneo instantáneo - 0,1 - 0,2 - instantáneo - 0,1 - 0,2 -0,3 - 0,5 - 1 - 2 - 3 0,3 - 0,5 - 1 - 2 - 3

Tolerancia en los tiempos de actuación ± 20% ± 20%

Señalización local de actuación

SA con contacto de dos conmutación para la señalización de actuación

Entrada para la apertura a distancia

Contacto NA para la señalización de prealarma

Contacto NA para la señalización de alarma

Indicación de prealarma del 25% I∆n (tolerancia ±3%)

Indicación temporización de alarma

Puesta a cero automática del diferencial

Tipo A para corriente alterna pulsante, AC para corriente alterna

Dispositivo de disparo a distancia

Tipo selectivo

Tecla para prueba de aislamiento

Alimentación desde arriba y desde abajo

Montaje con interruptores tripolares

Montaje con interruptores tetrapolares

Kit de conversión del interruptor con diferencial de fijo a enchufable (1) Funcionamiento hasta 50 V Fase - Neutro

Relé diferencial RC223 (de tipo B)ABB SACE está desarrollando,junto a la familia de relés dife-renciales precedentemente ilus-trada, el relé diferencial RC223(tipo B) que únicamente se pue-de combinar con el interruptorautomático Tmax T4 tetrapolaren versión fija o enchufable.El campo de funcionamiento dela tensión entre fases de estediferencial varía entre 110 V y440 V, con funcionamiento apartir de 55 V fase-neutro. Secaracteriza por las mismastipologías de referencia del reléRC222 (tipo S y AE) pero tam-bién responde a la tipología defuncionamiento B que garanti-za la sensibilidad a las corrien-

tes de defecto diferenciales concomponentes alternas, alternaspulsantes y en corriente conti-nua.Las normas de referencia son:IEC 60947-1, IEC 60947-2Apéndice B, IEC 60755.Además de las señalizacionesy de las regulaciones típicas deldiferencial RC222, el RC223también permite la selección delumbral máximo de sensibilidada la frecuencia del defecto dife-rencial (3 pasos: 400 - 700 -1000 Hz). Por lo tanto, es posi-ble adaptar el dispositivo dife-rencial a las diferentes exigen-cias de instalación industrial enfunción de las frecuencias de

defecto previstas generadasaguas abajo del relé. Instalacio-nes típicas que pueden reque-rir umbrales de frecuencia dife-rentes a los umbrales estándar(50 - 60 Hz) son las instalacio-nes de soldadura para la indus-tria del automóvil (1000 Hz),industria textil (700 Hz), losaeropuertos y drives trifásicos(400 Hz).Todas las funcionalidades delaparato, incluso las más avan-zadas, pueden ser controladaspor el usuario mediante una es-merada prueba de autodiag-nóstico que se efectúa median-te una serie de simples pasossucesivos.

CONTADOR DE ENERGÍA TRIFÁSICA- TARCON C500

TARIFAS ELÉCTRICAS Y SISTEMAS DE MEDIDA. La vigente reglamentación española en materia de tarifas eléctricas, muy similar a las legislaciones de los países de la Comunidad Europea, establece variados tipos de contrataciones que permiten a cualquier consumidor de tipo industrial ajusfar dicha contratación a sus necesidades de demanda de energía. La factura de la energía eléctrica, al igual que ocurre con las facturas de otros suministros estratégicos como pueda ser el gas natural, la telefonía, etc., se compone de varios conceptos que tienen en cuenta no solamente la cantidad de energía consumida (medida en kWh) sino también los periodos horarios de consumo (discriminación horaria), la potencia máxima contratada y la potencia máxima registrada en el periodo de facturación (cuota de potencia), el carácter estacional del consumo (estacionalidad) y la compensación del factor de potencia en la instalación del abonado (recargo por energía reactiva). Además de estos factores con carácter general para todos los consumidores, también existen contrataciones especiales para aquellos consumos que por su importancia así están recogidos en esta legislación (tarifa horaria de potencia), para los autogeneradores y cogeneradores que vierten sus excedentes de energía a las redes generales. Todo ello sin perjuicio de contemplar la liberalización del mercado eléctrico que conlleva quecada vez más consumidores puedan elegir la Compañía Eléctrica con la que contratar su suministro y que ha necesitado la elaboración de una normativa específica que cada vez se irá aplicando a un mayor número de usuarios hasta concluir con la total liberalización del sector eléctrico (Reglamento de Puntos de Medida y Peajes Eléctricos).

Como consecuencia inmediata de todo lo anterior los equipos de medida utilizados para la facturación dela energía eléctrica deben poseer las prestaciones necesarias para poder ser utilizados en sistemas decontratación flexibles y adaptables en todo momento a las necesidades puntuales del consumidor deenergía eléctrica.

Dichas prestaciones son: Posibilidad de modificar el tipo de discriminación horaria. Posibilidad de variar el modo de facturación de la cuota de potencia. Posibilidad de contemplar los sistemas estacionales para los abonados que así lo requieran. Contemplar la tarifa horaria de potencia. Contemplar la posibilidad de elegir la Compañía Eléctrica de suministro (pago de peajes eléctricos). Posibilidad de que los equipos puedan utilizarse para medida de energía bidireccional en cogeneradores

y autogeneradores.

CONTROL DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA Como consecuencia de la diversidad de tarifas y modalidades de contratación, así como de la importancia que la factura de energía eléctrica tiene en la cuenta de resultados de cualquier empresa nace la necesidad de controlar en todo momento los parámetros que intervienen en la factura energética. Además de ello algunas modalidades de facturación deben efectuarse obligatoriamente utilizando herramientas informáticas interconectadas con el propio sistema de medida instalado en el consumidor. Por todo ello los equipos de medida deben incorporar interfaces de comunicación informática bien con el propio consumidor, bien con las entidades que controlan la aplicación de las tarifas eléctricas a las que se halle acogido el propio consumidor, bien por medio de comunicación local, a distancia o bien compartiendo ambos.

CONTADORES ELECTRÓNICOS INTEGRADOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA TARCON C500

Los contadores integrados de la serie TARCON C500 son conjuntos contador-tarifador, totalmente electrónicos, con funciones de medida de energía eléctrica activa, reactiva, analizador de redes, incluyendo un completo proceso para el control de tarifas. Actualmente desde una tarifa O , 2, 3, 4, 4 A, 5 ó Estacional, Tarifa Horaria de Potencia, y preparado para incorporar las nuevas tarifas de acceso opeajes eléctricos. Los modelos TARCON C500 se fabrican para la medición de la energía en modo unidireccional, existiendo modelos para la medida bidireccional. Para la medida de la energía reactiva, efectúa la discriminación entre CAPACITIVA e INDUCTIVA. Dispone además hasta de 6 maxímetros, según el modelo y discriminación aplicada. Se fabrican modelos de clase 1 y clase 0,5 en Activa, siendo la clase para Reactiva de 2 y 1 respectivamente.

Sistema Totalmente electrónico, sin partes móviles. Sistema de conexión a 4 hilos. Tensiones:

63.5 / 110/220/380 VAC. Medida de corriente a través de secundario de transformador de intensidad / 5 A Cargabilidad

400%. Medida directa 20 (80) A Display LCD con dígitos de gran medida, (12 mm.) y gran contraste. Visualización de energías / máximas en 8 dígitos. Programables de 1 a 3 decimales. Registros de energías totales, y de 12 Meses / Periodos, con indicación de fecha / hora de cierre. Registros de potencias máximas para los 12 Meses / Periodos, con indicación de fecha / hora y tarifa

aplicada. Registro de los últimos 10 cortes de alimentación (mayores de 0,5 segundos). Cierres de periodos en modo automático o manual. Con la opción de manual, cierre por pulsador

en el equipo, o en modo remoto. Indicación de fecha / hora del cierre. Canal de comunicaciones ópticas CEI 1107. Canal de comunicaciones optoaislado, seleccionable (en fábrica), entre RS232 y RS485

PARAMETRIZACION APLICABLE A TODOS LOS MODELOS

Discriminación horaria. Tipo O (Tarifa Nocturna) Tipo 1 (Simple Tarifa) Tipo 2 (Doble Tarifa) Tipo 3 (Triple Tarifa) Tipo 4 (Triple Tarifa anual) Tipo 5 (Estacional) Tarifa Horaria de Potencia

Modo de facturación de Potencia Máxima. Modo 1 (Sin maxímetro) Modo 2 (Un maxímetro) Modo 3 (Dos maxímetros) Modo 4 (Tres maxímetros) Modo 5 (Modo estacional de potencias A ó B) Computo de potencias según T.H.P.

Medida en puntos de intercambio de energía. Discriminación de energías en ambos sentidos Discriminación de reactivas inductivas y capacitivas Parametrización para cómputo de peajes eléctricos

MODELOS DE LA GAMA TARCON C500 MODELO DESIG.UNESACARACTERÍSTICAS

T C500 - 4h cl1MI.a

AB Contador clase 1 activa, 2 en reactiva, medida indirecta alta tensión, con tratos de tensión e intensidad 63.5 / 110 V, x/5 A

TC500-4h cl1 Ml.b

AC Contador clase 1 activa, 2 en reactiva, medida indirecta baja tensión, con tratos de intensidad x/5 A . Alimentación 230 / 400 V.

T C500 - 4h cl1MD.b

AD Contador clase 1 activa, 2 en reactiva, medida directa en baja tensión 10 (80) A, / 230 / 400 .V

T C500 - 4h cl0,5 MI.a

AF Contador clase 0,5 activa, 1 en reactiva, medida indirecta alta tensión, con tratos de tensión e intensidad 63.5 /110 V, x/5 A

TC500-4h clO,5 Ml.b

AG Contador clase 0,5 activa, 1 en reactiva, medida indirecta baja tensión, con tratos de intensidad x/5 A . Alimentación 230 / 400 V.

REGISTROS INCORPORADOS EN EL TARCON C500

ENERGÍA

Registros totales Registro de energía total importada y

exportada. Registros de energías totales importadas

y exportadas (hasta 7 tarifas). Registro de energías reactivas totales

(1°y 3° Cuadrante ). Registro de energías reactivas totales

importadas (2° y 4° Cuadrante).

Registros de energías en curso Registro de energía activa Total importada en mes

actual . Registro de energía activa Total para tarifas 1 a 7

importada en mes actual. Registro de energía reactiva Total importada en mes

actual (1°y 3° Cuadrante) Registro de energía reactiva Total importada en mes

actual (2° y 4° Cuadrante)

Registros mensuales o periódicos Registro de energía activa importada. Registros de energía activa para tarifas 1 a 7 importada. Registros de energías reactiva importada (1° Cuadrante) Registro de energías reactiva importada (4° Cuadrante)

Se conservan un total de 12 registros correspondientes a otros tantos meses o periodos de lecturaalmacenados en memoria. Análogamente, en los sistemas con la medida bidireccional activada, se tienen otros tantos registros como los anteriores, para las energías exportadas.

Archivo de corte de alimentación El sistema es capaz de registrar cortes de alimentación superiores a 0.5 segundos. (Cortes inferiores aesta duración, microcortes, etc.) no los detectará.Cuando se produce un fallo en la alimentación, se guarda información de la fecha / hora que se produce. Al reponer el servicio, se registra esta nueva fecha / hora. A este par de registros de fecha / hora, se les llama corte de alimentación. El TARCON C500 guarda los últimos 10 cortes. Si entra otro, la nueva información, sobreescribe al registro más antiguo. Cada registro, consta de : Año, Mes, Día, Hora, Minuto, Segundo de pérdida de tensión. Año, Mes, Día, Hora, Minuto, Segundo de entrada en servicio.

POTENCIAS.

Registros mensuales o periódicos Registro de la potencia máxima en importación para cada tarifa (hasta 7 máximo) Fecha / hora de cierre de cada registro

Se conservan un total de 12 registros correspondientes a otros tantos meses o periodos de lectura almacenados en memoria Análogamente, en los sistemas con la medida bidireccional activada, se tienen otros tantos registros como los anteriores, para las potencias exportadas.

Pila de alimentación de reserva Para el almacenamiento de la información, dispone de dos dispositivos : memoria FLASH y RAM-CMOS. El tipo de memoria Flash, guarda la información, sin ningún soporte de batería, etc. Para guardar el contenido de la RAM-CMOS, existe una pila de LITIO, no recargable, que se encarga de suministrar tensión a la RAM-CMOS y al reloj RTC, en ausencia de tensión de red. El tiempo estimado de duración o vida de la pila es superior a 10 años. Para guardar la información, en las sustituciones de la pila, hay un condensador SUPERCAP de 1 F. El condensador supercap, tiene suficiente carga, para aún sin batería, mantener los registros y la hora durante al menos 2 días. Cada vez que se aplica tensión al contador, el supercap se recarga, y la batería queda sin carga, siendo la fuente de alimentación del sistema, la que aplica la potencia.

Registro de curva de cargas El TARCON C500 dispone de una memoria de 512K, tipo CMOS de bajo consumo, donde almacena los registros. Esta capacidad, le permite registrar y guardar las integraciones de potencia durante largos periodos de tiempo. Cada registro, lleva energía activa de importación, energía activa de exportación, y energía reactiva (inductiva y capacitiva en importación de cada periodo). Además, incluye la fecha / hora del registro, así como la tarifa aplicada. Para la versión básica, se dispone de capacidad para almacenar 60 días, con integraciones de 15 minutos. Esta capacidad, se puede aumentar hasta los 120 días, para un sistema bidireccional, con el mismo tiempo de integración. El modo de trabajo, en cuanto al almacenamiento, es el de ir guardando secuencialmente los registros, una vez alcanzadoel número máximo, se pasa otra vez al inicio, sobreescribiendo el registro más antiguo.

OPCIONES A INCORPORAR A LOS MODELOS TARCON C500.

Opción almacenamiento de curva de cargas hasta 90 días.................. CK-90 Opción puertos de comunicación: Puerto tipo RS 232 C para interconexión a PC ................................... RS1-232C Puerto tipo RS 485 para interconexión a PC ....................................... RS2-485

BOE núm. 203 Sábado 24 agosto 2002 31471

Esta Dirección General de Política Energética y Minas ha resuelto:

Autorizar provisionalmente para su uso e instalación en la red, losmodelos de contadores estáticos combinados, trifásicos, cuatro hilos, deconexión directa o a transformadores, clase 1 para la medida de la energíaactiva y clase 2 para reactiva, con la funcionalidad especificada, fabricadospor la empresa «Industrias Electrónicas Electromatic, Sociedad Limitada»,marca «Sisteltron», modelos Tarcon C500; marca «Indra-Tarcon», modelosRC6000, y marca «Orbis», modelos Orbitax, con las siguientes caracterís-ticas:

Modelo Tensión Intensidad Funcionalidad

Modelos: Tarcon C500, marca: «Sisteltron

TC500-4h cl1 MD.b. 3x230/400 V. 10(80) A Contador + Tarificador.TC500-4h cl1 MD.a. 3x127/220 V. 10(80) A Contador + Tarificador.TC500-4h cl1 MD. Multirrango desde 60 V hasta

430 V.10(80) A Contador + Tarificador.

TC500-4h cl1 MD.c. 3x57.7/100V. 10(80) A Contador + Tarificador.

Modelos: RC6000, marca: «Indra-Tarcon»

RC6000-4h cl1 MD.b. 3x230/400 V. 10(80) A Contador + Registrador.RC6000-4h cl1 MD.a. 3x127/220 V. 10(80) A Contador + Registrador.RE6000-4h cl1 MD. Multirrango desde 60 V hasta

430 V.10(80) A Contador + Registrador.

RC6000-4h cl1 MD.c. 3x57.7/100V. 10(80) A Contador + Registrador.

Modelos: Orbitax, marca: «Orbis»

d4hAcl10dh5. 3x230/400 V. 10(80) A Contador + Tarificador.d4hDcl10dh5. 3x127/220 V. 10(80) A Contador + Tarificador.d4hMcl10dh5. Multirrango desde 60 V hasta

430 V.10(80) A Contador + Tarificador.

d4hEcl10dh5. 3x57.7/100V. 10(80) A Contador + Tarificador.d4hAcl10tT3. 3x230/400 V. 10(80) A Contador + Registrador.d4hDcl10T3. 3x127/220 V. 10(80) A Contador + Registrador.d4hMcl10T3. Multirrango desde 60 V hasta

430 V.10(80) A Contador + Registrador.

d4hEcl10T3. 3x57.7/100V. 10(80) A Contador + Registrador.

La presente resolución tendrá plena validez en todo el territorio nacio-nal y será válida, como máximo, hasta un año después de la entrada envigor del Reglamento metrológico específico regulando la aprobación demodelo de los contadores estáticos combinados, desarrollo de la Ley3/1985, de 18 de marzo, de Metrología. No obstante, esta Dirección Generalpodrá conceder prórroga de dicho plazo, a solicitud motivada de «IndustriasElectrónicas Electromatic, Sociedad Limitada».

Esta Dirección General de Política Energética y Minas, podrá anularla autorización concedida, si «Industrias Electrónicas Electromatic, Socie-dad Limitada», no solicitara la aprobación de modelo de estos contadoresestáticos, conforme a dicho Reglamento metrológico específico, en el plazode un mes desde su entrada en vigor.

Contra la presente Resolución cabe interponer recurso de alzada anteel excelentísimo señor Secretario de Estado de Energía, Desarrollo Indus-trial y de la Pequeña y Mediana Empresa en el plazo de un mes, de acuerdocon lo establecido en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de RégimenJurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Adminis-trativo Común modificada por la Ley 4/1999, de 13 de enero, y en elartículo 14.7 de la Ley 6/1997, de 14 de abril, de Organización y Fun-cionamiento de la Administración General del Estado.

Madrid, 2 de agosto de 2002.—La Directora general, Carmen BecerrilMartínez.

16998 RESOLUCIÓN de 27 de junio de 2002, de la Secretaría Gene-ral de Turismo, por la que se declara de Interés TurísticoNacional la publicación que se señala.

De conformidad con lo dispuesto en el artículo 9, apartado 2 de laOrden de 29 de septiembre de 1987 («Boletín Oficial del Estado» de 27de octubre), esta Secretaría General ha tenido a bien conceder el títulode «Libro de Interés Turístico Nacional» a la siguiente publicación:

«Paseo por la lejanía, los estrechos pasos de la memoria», de don JuanmaGil Señorón Holok y don Juan Andrés Gómez de Agüero.

Lo que se hace público a todos los efectos.

Madrid, 27 de junio de 2002.—El Secretario general de Turismo, JuanJosé Güemes Barrios.

16999 RESOLUCIÓN de 28 de junio de 2002, de la Secretaría Gene-ral de Turismo, por la que se declara de Interés TurísticoNacional la publicación que se señala.

De conformidad con lo dispuesto en el artículo 9, apartado 2 de laOrden de 29 de septiembre de 1987 («Boletín Oficial del Estado» de 27de octubre), esta Secretaría General ha tenido a bien conceder el títulode «Libro de Interés Turístico Nacional» a la siguiente publicación:

«Las empresas turísticas en la sociedad de la información», de donRamón Rufín Moreno.

Lo que se hace público a todos los efectos.

Madrid, 28 de junio de 2002.—El Secretario general de Turismo, JuanJosé Güemes Barrios.

BANCO DE ESPAÑA

17000 RESOLUCIÓN de 23 de agosto de 2002, del Banco de España,por la que se hacen públicos los cambios del euro corres-pondientes al día 23 de agosto de 2002, publicados porel Banco Central Europeo, que tendrán la consideraciónde cambios oficiales, de acuerdo con lo dispuesto en elartículo 36 de la Ley 46/1998, de 17 de diciembre, sobrela Introducción del Euro.

CAMBIOS

1 euro = 0,9697 dólares USA.1 euro = 116,30 yenes japoneses.1 euro = 7,4253 coronas danesas.1 euro = 0,63840 libras esterlinas.1 euro = 9,1999 coronas suecas.1 euro = 1,4724 francos suizos.1 euro = 83,97 coronas islandesas.1 euro = 7,4065 coronas noruegas.1 euro = 1,9478 levs búlgaros.1 euro = 0,57353 libras chipriotas.1 euro = 30,870 coronas checas.1 euro = 15,6466 coronas estonas.1 euro = 244,82 forints húngaros.1 euro = 3,4530 litas lituanos.1 euro = 0,5878 lats letones.1 euro = 0,4135 liras maltesas.1 euro = 4,0682 zlotys polacos.1 euro = 32.200 leus rumanos.1 euro = 227,4896 tolares eslovenos.1 euro = 43,714 coronas eslovacas.1 euro = 1.588.000 liras turcas.1 euro = 1,7840 dólares australianos.1 euro = 1,5105 dólares canadienses.1 euro = 7,5636 dólares de Hong-Kong.1 euro = 2,0740 dólares neozelandeses.1 euro = 1,7042 dólares de Singapur.1 euro = 1.161,22 wons surcoreanos.1 euro = 10,5576 rands sudafricanos.

Madrid, 23 de agosto de 2002.—El Director general, Francisco JavierAríztegui Yáñez.

Especificaciones sujetas a cambios sin previo aviso (24.10.05) 1

Descripción del Producto Código de pedido

Retardo a la Conexión

Temporizador multitensiónde retardo a la conexión con7 escalas de tiempo ajusta-bles de 0,1 s a 100 h. Para

montaje en carril DIN oenchufable (PAA01).

• Escala de tiempo: de 0,1 s a 100 h• Selección de escala por potenciómetro• Tiempo ajustable por potenciómetro• Arranque automático• Repetibilidad: ≤ 0,2%• Salida: un relé SPDT 8 A ó 2 relés SPDT 8 A • Para montaje en carril DIN según normas

DIN/EN 50 022 o enchufable• Caja Euronorma de 22,5 o módulo enchufable de 36 mm• Alimentación combinada en CA y CC• LED de indicación para relé y alimentación conectados

Salida Relé 1 o 2 x SPDT Tensión de aislamiento 250 VCA (rms)Clasificación contactos (AgSnO2) µ

Cargas resistivas AC 1 8 A @ 250 VCADC 12 5 A @ 24 VCC

Peq. cargas inductivas AC 15 2,5 A @ 250 VCADC 13 2,5 A @ 24 VCC

Vida mecánica ≥ 30 x 106 operacionesVida eléctrica ≥ 105 operaciones

(a 8 A, 250 V, cos ϕ = 1)Frecuencia operativa < 7200 operaciones/hTensiones de aislamiento

Tensión de aislamiento 2 kVCA (rms)Tensión contra sobrecargastransitorias 4 kV (1,2/50 µs)

Especificaciones de Salida

Selección del Modelo

DAA 01 C M24CajaFunciónModeloCódigoSalidaAlimentación

Montaje Salida Caja Alim.: 24 VCC y 24 a 240 VCA Alim.: 24 a 240 VCA/CC

Carril DIN 1 x SPDT Caja D DAA01CM242 x SPDT DAA01DM24

Enchufable 1 x SPDT Caja P PAA01CM242 x SPDT PAA01DM24

Especificaciones de TiempoEscalas de tiempo

Ajustables por potenciómetro 0,1 a 1 s1 a 10 s6 a 60 s60 a 600 s0.1 a 1 h1 a 10 h10 a 100 h

Precisión < 5%Repetibilidad < 0,2%Variación de tiempo

Dentro de la tensión de alim. ≤ 0,05%/Vy temperatura ambiente ≤ 0,2%/°C

Puesta a ceroInterrupción de la alimentación > 200 ms

Modelo DAA01, PAA01

Temporizadores

DAA01 PAA01

Alimentación Cat. instalación IIITensión de alimentación a (IEC 60664, IEC 60038)través de terminales:(DAA01C) A1, A2 o 24 VCC ± 15% y (PAA01C) 2, 10 24 a 240 VCA + 10% -15%,

45 a 65 Hz(DAA01D) A1, A2 o 24 a 240 VCA/CC (PAA01D) 2, 10 + 10% - 15%,

45 a 65 Hz

Especificaciones de AlimentaciónInterrupción de tensión ≤ 10 msPotencia nominal

Alimentación CA 4 VAAlimentación CC 1,5 W

2 Especificaciones sujetas a cambios sin previo aviso (24.10.05)

Power supply

Relay 1

Relay 2(Delayed)

Relay 2(Istantaneous)

T

T

LED

L(+)

N(-)

A1

15 25

16 2618 28

A2

DAA01C...DAA01D...

DAA01D...

Retardo a la conexión ≤ 100 msTiempo de reacción

Contacto instantaneo < 20 ms a partir de la conexiónIndicación de

Alimentación conectada LED, verdeRelé de salida conectado LED, amarillo (parpadeando

durante la temporización)Entorno (EN 60529)

Grado de protección IP 20Grado de contaminación 3 (DAA01), 2 (PAA01)

(IEC 60664)Temperatura de trabajo -20° a +60°C, H.R. < 95%Temperatura almacenamiento -30° a +80°C, H.R. < 95%

Dimensiones de la cajaVersión a carril DIN 22.5 x 80 x 99.5 mmVersión enchufable 36 x 80 x 94 mm

Peso Aprox 130 gTerminales a tornillo (DAA01)

Par de apriete Max. 0,5 Nm según normas IEC EN 60947

Homologaciones UL, CSARINA (DAA01 solo)

Marca CE Sí(EMC) Compatibilidad electromag.

Inmunidad Según normas EN 61000-6-2Emisiones Según normas EN 61000-6-3

Especificaciones temporizador Según normas EN 61812-1

Especificaciones Generales

Diagrama de Operación

Diagramas de Conexiones

Potenciómetro central: Potenciómetro inferior:Ajuste de tiempo en escala Ajuste de escala de tiempo:

1 a 10 sobre la escalaelegida

Ajuste de Tiempo

Modo de OperaciónEl LED amarillo parpadea alcomenzar la temporización,cuando conecta el relé.El segundo relé puede fun-cionar como contacto deconmutación instantánea oretardada. La selección sehace mediante el interruptorDIP situado bajo la puerta deplástico del frente del apara-to.El período de retardo ajusta-do se inicia al conectar la

tensión de alimentación.Finalizado el período deretardo el relé conecta y nodesconectará hasta que seinterrumpa la tensión de ali-mentación durante más de200 ms. Si antes de que elrelé conecte se interrumpe latensión de alimentacióndurante más de 200 ms, eltiempo se pondrá a cero y elcircuito estará listo para ini-ciar un nuevo período.

L(+)

N(-)

2

1 11

4 83 9

PAA01C...PAA01D...

PAA01D...

10

DAA01 PAA01

Alimentación

Relé 1

Relé 2(Retardado)

Relé 2(Instantáneo)

LED

ON

OFF

ON

OFF

ON

OFF

DAA01, PAA01

DAA01C...DAA01D...

DAA01D... PAA01C...PAA01D...

PAA01D...


DAA01, PAA01

22.5

80

83

.5

99.5

63

28.5

Dimensiones

36

80

94

28.5

63

90

DIN-rail Plug-in


Relés de Control de Tensión e IntensidadControl de FrecuenciaModelos DFB01, PFB01

• Relés de control de frecuencia máx./mín.• Controlan si la frecuencia de la tensión de alimentación

está dentro de los límites seleccionados• Mide su propia tensión de alimentación• Escalas de medida

Tensión: 24 a 240 VCAFrecuencia: 50 - 60 Hz

• Ajuste independiente de nivel máx./mín. en escalarelativa

• Función de retardo ajustable (de 0,1 a 30 s)• Enclavamiento o inhibición programables en el valor

preseleccionado • Salida programable: relé 8 A SPDT normalmente

activado o normalmente desactivado• Para montaje en carril DIN según normas DIN/EN 50

022 (DFB01) o módulo enchufable (PFB01)• Caja euronorma de 22,5 mm (DFB01) o módulo

enchufable de 36 mm (PFB01)• LED de indicación para relé, alarma y alim. conectados

Descripción del Producto Código de Pedido DFB 01 C M24CajaFunciónModeloCódigoSalidaAlimentación

Relés de control preciso denivel de frecuencia. Miden lafrecuencia de su propia ten-sión de alimentación de 24a 240 VCA. La función deenclavamiento permite man-tener activado el relé inclusodespués de que cese lacondición de alarma.

La función de inhibición seutiliza para evitar el funcio-namiento del relé cuandoesto sea necesario (opera-ciones de mantenimiento oajustes). Los LED indican elestado de la alarma y delrelé de salida.

Selección del ModeloMontaje Salida Escala de medida Alimentación: 24 a 240 VCA

Carril DIN SPDT 50-60 Hz DFB 01 C M24Enchufable SPDT 50-60 Hz PFB 01 C M24

Especificaciones de Entrada Especificaciones de SalidaEntrada

Tensión de aliment. DFB01: A1, A2 (24 a 240 VCA)PFB01: 2, 10 (24 a 240 VCA)

Escalas de medida Nivel máx. Nivel mín.Selecc. por interr. DIPEscala de 2 Hz -0,2 a +2 Hz -2 a +0,2 Hz

50 Hz 49,8 a 52 Hz 48 a 50,2 Hz60 Hz 59,8 a 62 Hz 58 a 60,2 Hz

Escala de 10 Hz -1 a +10 Hz -10 a +1 Hz50 Hz 49 a 60 Hz 40 a 51 Hz60 Hz 59 a 70 Hz 50 a 61 Hz

Entrada de contactoDFB02 Terminales Z1, Z2PFB02 Terminales 8, 9Desactivada > 10 kΩActivada < 500 ΩDuración del pulso > 500 ms

HistéresisEscala de 2 Hz ~ 0,05 Hz

Escala de 10 Hz ~ 0,25 Hz

Salida Relé SPDTTensión nominal de aislamiento 250 VCAClasif. de contactos (AgSnO2) µ

Cargas resistivas AC 1 8A @ 250 VCADC 12 5 A @ 24 VCC



(a 8 A, 250 V, cos ϕ = 1)Frecuencia operativa ≤ 7200 operaciones/hResistencia dieléctrica

Tensión dieléctrica ≥ 2 kVCA (rms)Impulso de tensión soportada 4 kV (1,2/50 µs)

DFB01 PFB01


DFB01, PFB01

Especificaciones GeneralesRetardo a la conexión 1 s ± 0,5 sTiempo de respuesta (variación de señal de entrada

de -10% a +10% o de+10% a -10% de la escala)

Retardo conexión alarma < 200 msRetardo desconex. alarma < 200 ms

Precisión (tiempo de calentam. 15 min)Variación de temperatura ± 200 ppm/°CRetardo conexión alarma ± 10% del valor selec. ±50 msRepetibilidad ± 0,02 Hz

Indicación paraAlimentación conectada LED, verdeAlarma conectada LED, rojo (parpadeando 2 Hz

durante la temporización)Relé de salida conectado LED, amarillo

EntornoGrado de protección IP 20Grado de contaminación 3 (DFB01), 2 (PFB01)Temperatura de trabajo -20 a 60°C, H.R. < 95%Temperatura almacenamiento -30 a 80°C, H.R. < 95%

Dimensiones de la cajaVersión a carril DIN 22,5 x 80 x 99,5 mmVersión enchufable 36 x 80 x 94 mm

Peso Aprox. 150 gTerminales a tornillo

Par de apriete Máx. 0,5 Nmsegún normas IEC 60947

Marca CE SíEMC Compatibilidad electromagnética


Homologaciones UL, CSA

Modo de OperaciónEstos equipos controlan elnivel de frecuencia de supropia tensión de alimenta-ción.

Ejemplo 1(Modo sin enclavamiento -relé normalmente desactiva-do)

Cuando la frecuencia medi-da está por encima o pordebajo de los niveles máxi-mo o mínimo preselecciona-dos durante más tiempo delestablecido, el relé conectay el LED amarillo se encien-de. Cuando la frecuenciamedida vuelve a estar den-tro de los límites máximo ymínimo seleccionados, elrelé desconecta. El LED rojoparpadea hasta que finaliceel período de retardo, o has-ta que el valor medido vuel-va a estar dentro de los lími-tes establecidos.

Ejemplo 2(Modo de enclavamiento -relé normalmente activado)

El relé conecta y el LEDamarillo permanece encen-dido mientras la frecuenciamedida esté dentro de loslímites máximo y mínimoseleccionados.El relé desconecta y seenclava en la posición dealarma cuando la frecuenciamedida se mantiene porencima o por debajo de losniveles máximo o mínimoseleccionados durante mástiempo del establecido. ElLED rojo parpadea hastaque haya finalizado el perío-do de retardo o el valormedido vuelva a estar den-tro de los límites selecciona-dos. Si la frecuencia estápor debajo del nivel máximo(menos la histéresis) o porencima del nivel mínimo(más la histéresis), el reléconectará cuando se inte-rrumpa la conexión entre losterminales Z1, Z2 u 8, 9.

Especificaciones de AlimentaciónAlimentación Cat. de instalación III

Tensión de alimentación a (IEC 60664, IEC 60038)través de terminales:

DFB01: A1, A2 24 a 240 VCA ± 15%PFB01: 2,10 24 a 240 VCA ± 15%

AislamientoAlimentación-salida 4 kVPotencia nominal 4 W

Ajustar la frecuencia del sis-tema con el interruptor DIP 3y seleccionar la funcióndeseada con los interrupto-res DIP 1, 2 y 4 como seindica en el dibujo de laderecha.Para acceder a los interrup-tores, levantar la cubierta deplástico gris tal y como semuestra en la imagen.

Selección del nivel y retardo de tiempo:

Potenciómetro superior:Ajuste del nivel máximo:-10 a +100% de la escala.

Potenciómetro central:Ajuste del nivel mínimo:-100 a +10% de la escala.

Potenciómetro inferior:Ajuste del tiempo de retardode la alarma: 0,1 a 30 s.

Ajuste de Función/Escala/Nivel y Retardo de TiempoEscala de límitesON: 2 HzOFF: 10 Hz

Modo de operación del reléON: Normalm. desactivadoOFF: Normalm. activado

Entrada de contactoON: Función enclav. activadaOFF: Función inhibición activada

Frecuencia del sistemaON: 60 HzOFF: 50 Hz


DFB01, PFB01


Diagramas de Operación

DFB01

Relé normalmente activado - Función de enclavamiento

PFB01

Alimentación

Enclavamiento

Límite máx. de frecuencia

Límite mín. de frecuencia Histéresis

Histéresis

Relé conectado

Contacto de Enclav./Inhibición

Contacto de Enclav./Inhibición

Dimensiones

22.5

80

83

.5

99.5

63

28.5

36

80

94

28.5

63

90

Carril DIN Enchufable


Relés de Control de Tensión e Intensidad

Descripción del Producto Código de PedidoCajaFunciónModeloCódigoSalidaAlimentación

• Relés de control de tensión máx. y mín., secuencia y rotura de fases para sistemas trifásicos

• Controlan si las 3 fases están presentes y si la secuen-cia de fases es correcta (excepto para versiones N)

• Versiones disponibles (W4) alimentadas entre fase yneutro

• Medida de verdadero valor eficaz (TRMS )• Controla si las 3 tensiones fase-fase y fase-neutro están

dentro de los límites establecidos• Límites máx. y mín. ajustables por separado• Mide su propia tensión de alimentación• Selección de escala de medida mediante interruptores DIP• Tensión ajustable en escala relativa• Función de retardo ajustable (0,1 a 30 s)• Salida programable: Relé SPDT 8 A normalmente activado o

normalmente desactivado• Para montaje en carril DIN según normas

DIN/EN 50 022 (DPB01) o módulo enchufable (PPB01)• Caja Euronorma de 22,5 mm (DPB01)

o módulo enchufable de 36 mm (PPB01)• LED de indicación para relé, alarma y aliment. conectados

Selección del ModeloMontaje Detección Salida Alim.: 208 a 240 VCA Alim.: 380 a 415 VCA Alim.: 380 a 480 VCA

secuencia de fase

Carril DIN Sí SPDT DPB 01 C M23 DPB 01 C M48 W4 DPB 01 C M48 Enchufable Sí SPDT PPB 01 C M23 PPB 01 C M48 W4Enchufable Sí SPDT PPB 01 C M48Carril DIN No SPDT DPB 01 C M23 N DPB 01 C M48 N W4 DPB 01 C M48 N Enchufable No SPDT PPB 01 C M23 N PPB 01 C M48 N W4Enchufable No SPDT PPB 01 C M48 N

Entrada L1, L2, L3, N DPB01: Terminales L1, L2, L3, N

PPB01: Terminales 5, 6, 7, 11Mide su propia alimentación

Nota: Conectar el neutro sólo si éste está intrínsecamente en el centro de la conex. estrellaEscalas de medida

208 a 240 VCA 177 a 275 VL-L CA versiones M23

380 a 415 VCA 323 a 475 VL-L CAPPB01CM48PPB01CM48N D/P PB01CM48W4 D/P PB01CM48NW4

380 a 480 VCA 323 a 550 VL-L CADPB01CM48 DPB01CM48N

Control Multifunción Trifásico, Trifásico con Neutro, TRMSModelos DPB01, PPB01

Especificaciones de Entrada

DPB 01 C M23Relé de control de tensiónpara sistemas trifásicos otrifásicos con neutro. Con-trola la secuencia de fases,la rotura de fases y la ten-sión máx. y mín. (ajustables

por separado), con funciónde retardo incorporada. Conescala de medida de 208 a480 VCA disponible a partirde dos relés multitensión.

DPB01 PPB01

EscalasNivel máx. +2 a +22%

de la tensión nominalNivel mín. -22 a -2%

de la tensión nominalNota: La tensión de entradano debe estar por encima del nivel máx. ni por debajo del nivelmín. arriba indicados.Histéresis

Punto de consigna 2 a 4% 1%Punto de consigna 4 a 22% 2%


DPB01, PPB01

Modo de OperaciónConectados con las 3 fases(y neutro) los relés DPB01 yPPB01 conectan cuando las3 fases están presentes almismo tiempo, la secuenciade fases es correcta (no ver-siones N) y los niveles de latensión fase-fase (o fase-neutro) están dentro de loslímites seleccionados.Si alguna de las tensionesfase-fase o fase-neutro estápor encima o por debajo delos respectivos niveles máx.y mín. seleccionados, el LED

rojo parpadeará a 2 Hz y elrelé de salida desconectarátras el período de tiempoajustado. En cualquier caso,si se selecciona la medidafase-neutro, se controlarátanto la tensión fase-fasecomo la tensión fase-neutro.Si la secuencia de fase esincorrecta o se produce unapérdida de fase, el relé desalida desconectará inme-diatamente tras un períodode retardo de 200 ms. Elfallo será indicado por el

LED rojo parpadeando a 5Hz durante la situación dealarma.

Ejemplo 1(control de la red principal)

El relé controla la tensiónmáx. y mín., la rotura defases y la correcta secuen-cia de fases.En el caso de la versiones N,el relé controla la tensiónmáx. y mín.

Ejemplo 2(control de carga)

El relé desconecta al inte-rrumpirse una o varias fases,cuando alguna de las ten-siones está por debajo delnivel mín. seleccionado opor encima del nivel máx.seleccionado.

Alimentación Cat. de instalación IIITensión de alimentación a (IEC 60664, IEC 60038)través de terminales:

L1, L2, L3, N (DPB01)5, 6, 7, 11 (PPB01)D/P PB01CM23, 208 a 240 VL-L CA ±15%D/P PB01CM23N 45 a 65 Hz

D/P PB01CM48W4, 380 a 415 VL-L CA ±15%D/P PB01CM48NW4, (220 a 240 VL-N CA ±15%)PPB01CM48, PPB01CM48N 45 a 65 Hz

DPB01CM48, DPB01CM48N, 380 a 480 VL-L CA ±15%(220 a 277 VL-N CA ±15%)45 a 65 Hz

Potencia nominalDPB01CM23x, PPB01CM23x 13 VA @ 400 ∆ V CA, 50 HzDPB01CM48x, PPB01CM48x 13 VA @ 230 ∆ V CA, 50 Hz

Suministrada por L1 y L2

DPB01CM48xW4DPB01CM48xW4 13 VA @ 400 ∆VAC, 50 Hz

Suministrada por L1 y N

Especificaciones de Alimentación

Retardo a la conexión 1 s ± 0,5 s o 6 s ± 0,5 sTiempo de respuesta

Secuencia de fase incorrectao rotura total de fase < 200 msNivel de tensión (variación de señal de entrada

de -20% a +20% o de +20%a -20% del valor ajustado)

Retardo conexión alarma < 200 ms (retardo < 0,1 s)Retardo desconexión alarma < 200 ms (retardo < 0,1 s)

Precisión (tiempo de calentam. 15 min)Variación de temperatura ± 1000 ppm/°CRetardo conexión alarma ± 10% del valor ajust. ± 50 msRepetibilidad ± 0,5% a fondo de escala

Indicación paraAlimentación conectada LED, verdeAlarma conectada LED, rojo (parpadea a 2 Hz

durante la temporización)Relé conectado LED, amarillo

Entorno (EN 60529)Grado de protección IP 20Grado de contaminación 3 (DPB01), 2 (PPB01)Temperatura de trabajo

@ Tensión max., 50 Hz -20 a 60°C, H.R. < 95%@ Tensión max., 60 Hz -20 a 50°C, H.R. < 95%

Temperatura almacenamiento -30 a 80°C, H.R. < 95%Caja

Dimensiones DPB01 22,5 x 80 x 99,5 mmPPB01 36 x 80 x 94 mm

Peso Aprox. 120 gTerminales a tornillo

Par de apriete Máx. 0,5 Nmsegún normas IEC 60947

Homologaciones UL, CSA (excepto para versiones W4)

Marca CE SíEMC Compatibilidad electromag.


Especificaciones GeneralesSalida Relé SPDT

Tensión nominal de aislamiento 250 VCAClasificac. de contactos (AgSnO2) µ

Cargas resistivas AC 1 8 A @ 250 VCADC 12 5 A @ 24 VCC



(a 8 A, 250 V, cos ϕ = 1)Frecuencia operativa ≤ 7200 operaciones/hResistencia dieléctrica

Tensión dieléctrica ≥ 2 kVCA (rms)Impulso de tensión soportada 4 kV (1,2/50 µs)

Especificaciones de Salida


Ajuste de Función/Escala/Nivel y Retardo de tiempo

DPB01, PPB01

Seleccionar la entrada deintensidad deseada a travésde los interruptores DIP 3 y4, y la función a través delos interruptores DIP 1 y 2.Para acceder a los interrup-tores DIP abrir la tapa deplástico como indica la figu-ra.

Selección de nivel y retar-do de tiempo:

Potenciómetro superior:Ajuste del nivel mínimo enescala relativa.

Potenciómetro central:Ajuste del nivel máximo enescala relativa.

Potenciómetro inferior:Ajuste del retardo a la cone-xión de la alarma en escalaabsoluta (0,1 a 30 s).

Retardo a la conexiónON: 6 s ± 0.5 sOFF: 1 s ± 0.5 s

Tensión medidaON: Entre fase-neutroOFF: Entre fases

Escala de medida

SW3 ON ON OFF OFFSW4 ON OFF ON OFFM23 F-F 208 VCA 220 VCA 230 VCA 240 VCATensión M48 F-F 380 VCA 400 VCA 415 VCA 480 VCATensión DPB01CM48

DPB01CM48Nsólo

M48 F-N 220 VCA 230 VCA 240 VCA 277 VCATensión DPB01CM48

DPB01CM48Nsólo

Diagramas de Operación

Nivel máx.

Histéresis

Histéresis

Nivel mín.

Relé conectado

LED rojo iluminado1 o 6 s

1 o 6 s

L1 oL1-L2

L1 oL1-L2

L1 oL1-L2


Diagramas de Operación (cont.)

LED rojo iluminado

Relé conectado

1 o 6 s

DPB01, PPB01

*

* Versiones N no detectan si la secuencia de fase es incorrecta.


DPB01 PPB01

Ejemplo 1

Ejemplo 2

Ejemplo 1

Ejemplo 2


Dimensiones

22.5

80

83

.5

99.5

63

28.5

Carril DIN Enchufable

36

80

94

28.5

63

90

NotaCuando DPB01 o PPB01 se utiliza con un indicador de secuencia de fases de lámparas (ver ejemplos en los siguientes dia-gramas), la lámpara H1 o H2 podría chispear débilmente cuando hay una pérdida de fase en L1 o L2. Esto podría ocurrir silas lámparas utilizadas son de bajo consumo y no hay otras cargas presentes.Esto se puede evitar usando modelos W4. Es importante que el neutro siempre se conecte al dispositivo.

L2 L3L1

L1

L2

L3

L1

L2

m<3

m

15

16 18

N

N

U H1 H2 H3

DPB01

L1

L2

L3

N

6 75

L1

L2

m<3

1

4 3

U

11

m

H1 H2 H3

PPB01

DPB01, PPB01


Intensidad de entrada Intensidad de salida Modelo Nº

25 ACA 0 - 20 mA A 82-10 2550 ACA 0 - 20 mA A 82-10 50

100 ACA 0 - 20 mA A 82-10 100250 ACA 0 - 20 mA A 82-10 250500 ACA 0 - 20 mA A 82-10 500

25 ACA 4 - 20 mA A 82-20 2550 ACA 4 - 20 mA A 82-20 50

100 ACA 4 - 20 mA A 82-20 100250 ACA 4 - 20 mA A 82-20 250500 ACA 4 - 20 mA A 82-20 500

Convertidores de Intensidad de CAModelos A 82-10, A 82-20

• 5 tipos de entrada: 0 - 25 A CA0 - 50 A CA0 - 100 A CA0 - 250 A CA0 - 500 A CA

• Salida: A 82-10: 0 - 20 mA CC (PNP)A 82-20: 4 - 20 mA CC (NPN)

• Fácil interconexión con un PLC o con relés de intensi-dad con punto de consigna

Descripción del ProductoConvertidores de intensidadde CA para 25, 50, 100, 250o 500 ACA. Intensidad desalida de 0 a 20 mA CC ó de4 a 20 mA CC de acuerdo-con IEC 60381-1. Pueden uti-

ModeloSalidaIntensidad de entrada

lizarse con los relés DIB01,PIB01, DIC01, o conectadosdirectamente a un PLC. En ellateral de la caja lleva unindicador LED verde para ali-mentación conectada.

Selección del Modelo

Especificaciones de EntradaA 82-10/20 25 A 82-10/20 50 A 82-10/20 100 A 82-10/20 250 A 82-10/20 500

Escala de intensidad 0 - 25 ACA 0 - 50 ACA 0 - 100 ACA 0 - 250 ACA 0 - 500 ACAIntensidad máx. (continua) 30 ACA 60 ACA 120 ACA 300 ACA 600 ACAIntens. máx. de sobrecarga (t=30 s) 250 ACA 250 ACA 700 ACA 1500 ACA 3000 ACATensión de aislamiento

Entrada-Salida 1000 VCA RMS 1000 VCA RMS 1000 VCA RMS 1000 VCA RMS 1000 VCA RMS

Categoría sobretensión IV (IEC 60664) IV (IEC 60664) IV (IEC 60664) IV (IEC 60664) IV (IEC 60664)Resistencia dieléctrica

Tensión dieléctrica 6 KVCA RMS 6 KVCA RMS 6 KVCA RMS 6 KVCA RMS 6 KVCA RMS

Impulso de tensión soportada 12 kV 12 kV 12 kV 12 kV 12 kV(1,2/50 µs) (1,2/50 µs) (1,2/50 µs) (1,2/50 µs) (1,2/50 µs)

A 82-10 50

Relés de Control de Tensión e Intensidad

Código de Pedido


A 82-10, A 82-20


A 82-10 ... (PNP) A 82-20 ... (NPN)

Gris

Negro

Tensiónde lazo

Ama-rillo Negro

Rojo

Alim

enta

ción

Rca

rga

Rca

rga

A 82-10 y A 82-20 son con-vertidores de intensidad consalida estándar de NPN/PNPde 0-20 mA/4-20 mA. Poresta razón resulta muy útilcomo interface de intensi-dad de CA con un PLC conentrada de mACC.Utilizado con los relés DIB01,PIB01, DIC01, PIC01 o S183,

uno o más puntos de consig-na pueden controlar la intensi-dad y la alarma de señal. Elmódulo S183 proporcionatambién la tensión de alimen-tación en CC al equipo A 82-10, A 82-20.El hilo conductor en el que semide la intensidad pasa a tra-vés del orificio central del con-

vertidor. Será posible medirintensidades por debajo de lagama de medida del converti-dor pasando varias veces elconductor por el orificio. Porejemplo, si se pasa el hiloconductor 5 veces por el orifi-cio central, el convertidorregistrará 50 A si la intensidaden el conductor es de 10 A.

El A 82-10 viene con laganancia (span) ajustada enfábrica, mientras que el A 82-20 viene con ajuste de cero yde ganancia (span) ajustadosen fábrica.

Nota: No cambiar los valoresestablecidos.

Modo de Operación

Especificaciones de SalidaTensión nominal de aislamiento 250 VACrms

(cable)Intensidad de salida 10: 0 - 20 mACC

20: 4 - 20 mACCTensión alim. (tensión de lazo) 10 - 40 VCCTolerancia intensidad de salida

@ 50 Hz A 82-10 ±2% ±0.08 mAA 82-20 ± 2%

Variación de temperatura ±400 ppm/ºC

Escala de frecuencia 40 Hz -1 kHz

Variación de frecuencia 10 ppm/Hz

Máx. intensidad de salida 35 mACC

Especificaciones GeneralesRetardo a la conexión < 1 sTiempo de respuesta τ < 100 ms, tiempo de

respuesta en el peor de los casos: 5 x τ

Indicación paraAlimentación conectada LED, verde

EntornoGrado de protección IP 20Grado de contaminación 3 (IEC 60664)Temperatura trabajo -20° a 50ºC (-4° a +122 ºF)

Dimensiones de la caja 95 x 67.5 x 20 mmPeso A 82-10 300 g

A 82-20 270 gCable de conexión A 82-10 2 m, 3 x 0.25 mm2

A 82-20 2 m, 2 x 0.25 mm2

Homologaciones ULMarca CE SíEMC Compatibilidad

electromagnéticaInmunidad Según EN 61000-6-1

(tolerancia de intens. de salida: ± 2%)Según EN 61000-6-2(tolerancia de intens. de salida: ± 5%)

Emission Según EN 61000-6-3


Dimensiones

Curva de Tensión/Resistencia

Máx. resistencia de carga respecto de l’alimentación(tensión de lazo)

(V)

Alimentación(tensión de lazo)

Máx.R carga (Ω)

A 82-10, A 82-20

Curva de Entrada/Salida

20

16

12

8

4

50 100Entrada(% de la escala)

Salida(mACC)

A 82-20

A 82-10

Especificaciones sujetas a cambios sin previo aviso (06.03) 1

• Precisión ±0,5 f.e. (intensidad/tensión)• Indicador multifunción• Display de variables instantáneas: 3x3 dígitos • Medidas de variables del sistema y de cada fase: W,

Wdmd, var, VA, VAdmd, cosϕ, V, A, An, Hz• Indicación de A máx., W med máx. • Medida TRMS de tensión/intensidad de ondas distorsionadas • Alimentación: 24V, 48V, 115V, 230V, 50-60Hz; 18 a 60VCC• Grado de protección (panel frontal): IP 40; Bornas: IP20• Dimensiones del panel frontal: 6 modulos DIN• Salida serie opcional RS422/485 • Alarmas (sólo visuales) V LN, An

Descripción del ProductoIndicador multifunción parasistemas trifásicos conteclado de programaciónincorporado. Especialmenterecomendado para visualizarlas principales variables

eléctricas.Caja para montaje en carrilDIN con grado de protec-ción (panel frontal) IP40 ysalida serie opcional RS485.

Analizadores de calidad de energía eléctricaIndicador MultifunciónModelo WM12-DIN

ModeloCódigo de escalaSistemaAlimentaciónOpción

Código de pedido WM12-DIN AV5 3 D X

Selección del ModeloAlimentación

A: 24VCA -15+10%, 50-60Hz

B: 48VCA -15+10%, 50-60Hz

C: 115VCA -15+10%, 50-60Hz

D: 230VCA -15+10%, 50-60Hz

3: 18 a 60VCC

Códigos de escala

AV5: 400/660VL-L/5(6)ACA VL-N: 185 V a 460 VVL-L: 320 V a 800 V

AV6: 100/208VL-L/5(6)ACA Vn: -20 +20%VL-N: 45 V a 145 VVL-L: 78 V a 250 V

Intensidad de fase: 0.03A a 6AIntensidad del neutro: 0.09 a 6A

Opciones

X: NingunaS: Salida RS485

Sistema

3 : Trifásico, carga equilibrada y desequilibrada, con o sin neutro

EntradasIntensidad 3 (shunt)Tensión 4

Precisión (display, RS485) Con CT=1 y VT=1(@25°C ±5°C, H.R. ≤60%) AV5: 1150W-VA-var, f.e. :230VLN,

400VLL; AV6: 285W-VA-var, f.e.: 57VLN, 100VLL

Intensidad de 0,25 a 6A: ±(0,5% f.e. +1 díg)de 0,03A a 0,25A: ±7 díg

Intensidad del neutro de 0,25 a 6A: ±(1,5% f.e.+1díg) de 0,09A a 0,25A: ±7díg

Tensión fase-fase ±(1,5% f.e. + 1 díg.)Tensión fase-neutro ±(0,5% f.e. + 1 díg.)Potencia activa y aparente de 0,25 a 6A: ±(1% f.e. +1díg); Factor de potencia de 0,03A a 0,25A: ±(1% f.e. +5díg) Potencia reactiva de 0,25 a 6A: ±(2% f.e. +1 díg);

de 0,03A a 0,25A: ±(2% f.e. +5 díg) Frecuencia ±0,1%Hz (48 a 62Hz)Errores adicionales

Humedad ≤0,3% f.e., HR 60% a 90%Deriva térmica ≤ 200ppm/°C

Frecuencia de muestreo 1400 lecturas/s @ 50Hz1700 lecturas/s @ 60Hz

Tiempo refresco display 700msDisplay

Tipo LED, 9mmLectura para variables instant. 3x3 díg.

Medidas Intensidad, tensión, potencia,factor de potencia, frecuencia,valor TRMS de ondas distorsionadas

Tipo de conexión DirectaFactor de cresta < 3, máx picos 10A

Impedancia de entrada400/660VL-L (AV5) 1 MΩ ±5%100/208VL-L (AV6) 453 KΩ ±5%Intensidad ≤ 0,02Ω

Frecuencia 50 a 60 Hz

Protección contre sobrecargaTensión/intensidad cont. 1,2 f.e.Durante 500ms: Tensión/intensidad 2 Vn/36A

Especificaciones de Entrada

2 Especificaciones sujetas a cambios sin previo aviso (06.03)

Datos (bidireccionales)Dinámicos (sólo lectura) Variables del sistema y de

cada faseEstáticos (sólo escritura) Todos los parámetros de config.

Formato de datos 1 bit de arranque , 8 bits de datos, sin paridad, 1 bit de parada

Velocidad en baudios 9600 bit/s

RS422/RS485 (opcional)Tipo Multiterminal

bidireccional (variables estáticas y dinámicas)

Conexiones 2 o 4 hilos, distancia máx. 1200m, terminación directa en el instrumento

Direcciones 1 a 255, selecc. en el tecladoProtocolo MODBUS/JBUS

Especificaciones de la Salida Serie RS485

WM12-DIN

Visualización Hasta 3 variables por pág.Sistema trifásico con neutro Pág. 1: V L1, V L2, V L3

Pág. 2: V L12, V L23, V L31Pág. 3: A L1, A L2, AL3Pág. 4: AnPág. 5: WL1, WL2, WL3Pág. 6: cosϕ L1, cosϕ L2,

cosϕ L3Pág. 7: var L1, var L2, var L3Pág. 8: VA L1, VA L2, VA L3Pág. 9: VA∑, W∑, var∑Pág. 10: VA dmd, W dmd, HzPág. 11: Wdmd MAXPág. 12: VL∑, PF∑Pág. 13: A MAX

Alarmas Programables, para la VL∑y An (intensidad del neutro).Nota: la alarma es sólo visual, mediante el LED del panel frontal del instrumento

Puesta a cero (Reset) Independientealarma (VL∑, An)max: A, Wdmd

Clave Código numérico de 3 díg.máx.; 2 niveles de protección de los datos de programación

1er nivel Clave “0”, sin protección

2º nivel Clave de 1 a 999, todosdatos están protegidos

Selección del sistema Trifásico con neutroTrifásico sin neutroTrifásico, ARONBifásicoMonofásico

Relación del transformadorCT 1 a 999VT 1,0 a 99,9

FiltroEscala operativa 0 a 99,9% de la escala

eléctrica de entradaCoeficiente de filtrado 1 a 16Acción de filtrado Medidas, alarmas,

salida serie(variables fundamentales: V, A,W y sus derivadas).

Funciones del Software

Alimentación auxiliar 230VCA-15 +10%, 50-60Hz 115VCA-15 +10%, 50-60Hz 48VCA-15 +10%, 50-60Hz

24VCA-15 +10%, 50-60Hz18 a 60VCC

Consumo CA: 4.5 VACC: 4W

Especificaciones de la Alimentación

500VCA/CC entre entradasde medida y RS485.4000VCA, 500VCC entre alimentación y RS485.

Rigidez dieléctrica 4000 VCA (durante 1 minuto)Compatib. electromag. (EMC)

Emisiones EN50084-1 (clase A) viviendas, comercios e industria ligera

Temperatura de 0 a +50°C trabajo (HR < 90% sin condensación a

40°C)Temperatura de -10 a +60°Calmacenamiento (HR < 90% sin condensación a

40°C)

Categoría de la instalación Cat. III (IEC 60664, EN60664)Aislamiento (durante 1 minuto) 4000VCA, 500VCC

entre entradas de mediday alimentación.

Especificaciones Generales

Especificaciones sujetas a cambios sin previo aviso (06.03) 3

WM12-DIN

Especificaciones Generales (cont.)

Forma de onda de las señales que pueden medirse

Figura DOnda senoidal, no distorsionada Contenido fundamental 100%Contenido armónico 0%Arms = 1.1107 | A |

Figura EOnda senoidal, dentadaContenido fundamental 10...100%Contenido armónico 0...90%Espectro de frecuencia: armónico 3º a 16ºError adicional: <1% FS

Figura FOnda senoidal, distorsionadaContenido fundamental 70...90%Contenido armónico 10...30%Espectro de frecuencia: armónico 3º a 16ºError adicional: <0,5% FS

Inmunidad EN 61000-6-2 (clase A) entornos industriales.

Tensión de pulso (1,2/50µs) EN61000-4-5Normas de seguridad IEC 60664, EN60664Homologaciones CEConexiones 5(6) A A tornillo

Sección máx. del cable 2,5 mm2

CajaDimensiones (AnxAlxP) 107,8 x 80 x 64,5 mmMaterial ABS

autoextinguible: UL 94 V-0Montaje DIN-railGrado de protección Panel frontal: IP40

Conexiones: IP20Peso Aprox. 400 g (embalaje incl.)

Variables que pueden ser visualizadas en los sistemas trifásicos (sistema trifásico con neutro)Nº 1ª variable 2ª variable 3ª variable Nota1 V L1 V L2 V L32 V L12 V L23 V L31 Punto decimal parpadeante a la

derecha del display 3 A L1 A L2 A L34 An AL.n AL.n si está activa la alarma de

intensidad del neutro5 W L1 W L2 W L3 Punto decimal parpadeante a la

derecha del display 6 cosϕ L1 cosϕ L2 cosϕ L37 VAR L1 VAR L2 VAR L3 Punto decimal parpadeante a la

derecha del display 8 VA L1 VA L2 VA L39 VA sistema W sistema VAR sistema

10 VA dmd W dmd Hz dmd = demanda (tiempo de integr.(sistema) (sistema) (sistema) selec. de 1 a 30 minutos)

11 W dmd MAX Demanda máx. de potencia del sistema12 V LN dmd AL.U PF sistema AL.U= sólo está activa si una de las

VLN no está dentro de los límites selec.13 A MAX Intensidad máx. entre las 3 fases

Páginas Display

4 Especificaciones sujetas a cambios sin previo aviso (06.03)


Fórmulas de Cálculo Utilizadas

Conexiones de entrada ARONConexión mediante 3 CT y 3 VTConexión mediante CT

Fig. 3

Conexiones de entr. ARON y mediante VT Conexión bifásica

[1] [2] [3]

1- Ultimo instrumento2-1...n Instrumento3-SIU-PC

Conexión de 4 hilos

Fig. 4

Fig. 2Fig. 1

Fig. 5 Conexión serie RS485 Fig. 6

Potencia aparente instantánea

Potencia reactiva instantánea

Variables del sistemaTensión trifásica equivalente

Potencia reactiva trifásica

Variables monofásicasTensión eficaz instantánea

Potencia activa instantánea

Factor de potencia instantánea

Intensidad eficaz instantánea

WM12-DIN

Potencia activa trifásica

Potencia aparente trifásica

Factor de potencia trifásica

Intensidad del neutro

CT = Trafo de intensidad VT = Trafo de tensión

An = AL1 + AL2 + AL3

NOTA: las entradas de intensidad deben conectarse sólo mediante transformadores de intensi-dad. La conexión directa dañaría el equipo.

Especificaciones sujetas a cambios sin previo aviso (06.03) 5Especificaciones sujetas a cambios sin previo aviso 5

WM12-DIN

1. TecladoPara programar los parámetros de configuración y desplazar las variables a visualizar.

Para introducir la programación y confirmar las selecciones;

Teclas para:- programar los valores;- seleccionar las funciones;- visualizar las páginas de medidas.

2. DisplayLED con indicaciones alfanuméricas para :- visualizar los parámetros de configuración;- visualizar todas las variables medidas.

S

Descripción del Panel Frontal

Dimensiones y corte del panel

1

2

107,8mm64,5mm

50,1mm

32,2mm

44m

m

90m

m

108,5mm45m

m

Corte panel

Produits Basse Tension 171SBC100129C0301

EK 110-40-11

SB

7340

C3

EK 175-40-11

SB

7341

C2

EK 370-40-11

SB

7343

C2

EK 1000-40-11

1SF

T98

099-

069C

2

Courant assigné Contacts Symbole Numéro Massed’emploi aux. commercial d’identification kgAC-1 montésθ ≤ 40 °C tension bobine à compléter par le code Condmt

A en clair : tension bobine : 1 pièce

2001 1 EK 110-40-11 SK 824 440 - 4.3002 2 EK 110-40-22 SK 824 450 - 4.350

2501 1 EK 150-40-11 SK 824 441 - 4.3502 2 EK 150-40-22 SK 824 451 - 4.400

3001 1 EK 175-40-11 SK 825 440 - 6.6002 2 EK 175-40-22 SK 825 448 - 6.650

3501 1 EK 210-40-11 SK 825 441 - 6.6002 2 EK 210-40-22 SK 825 451 - 6.650

5501 1 EK 370-40-11 SK 827 040 - 17.2002 2 EK 370-40-22 SK 827 042 - 17.200

8001 1 EK 550-40-11 SK 827 041 - 17.2002 2 EK 550-40-22 SK 827 043 - 17.200

10001 1 EK 1000-40-11 SK 827 044 - 17.5002 2 EK 1000-40-22 SK 827 045 - 17.500

Contacteurs tétrapolaires EK.. - Bobine a.c.Références de commande

>> Accessoires ...................... page 19 >> Données techniques .... page 35 >> Encombrements ............... page 51

Codes tension bobine : EK 110 ... EK 1000

Tension (V) Tension (V) Code50 Hz : 60 Hz : tension :

48 -- 110

110 120220 ... 230 - *230 ... 240 -

- 380380 ... 400 440400 ... 415 -

Autres tensions : page 37.

* 240 V 60 Hz pour EK 370 ... EK 1000

A D

A E

A L

A F

A M

A P

A R

A N

Centros de Transformación

Centros de TransformaciónPrefabricadosHasta 36 kV

Índice Centros de Transformación

Centros Monobloque Tipo Caseta PFU 3

Centros Modulares Tipo Caseta PF 10

Centro Compacto de Exterior MINIBLOK 15

Centro Compacto Fin de Línea ORMABAT 21

Centro Compacto sobre Bastidor MB 23

Centro de Maniobra PF-15 22

Centro Compacto Subterráneo MINISUB 18

Centro Compacto Semienterrado ORMASET 14

Centros Monobloque Subterráneos PFS 8

2

Como consecuencia de la constante evolución de las normasy los nuevos diseños, las características de los elementoscontenidos en este catálogo están sujetas a cambios sin previoaviso.

Estas características, así como la disponibilidad de losmateriales, sólo tienen validez bajo la confirmación de nuestrodepartamento Técnico-Comercial.

La calidad de los productos diseñados, fabricados e instaladospor Ormazabal, está apoyada en la implantación y certificaciónde un sistema de gestión de la calidad, basado en la normainternacional ISO 9001.

Nuestro compromiso con el entorno, se reafirma con laimplantación y certificación de un sistema de gestiónmedioambiental de acuerdo a la norma internacionalISO 14001.

Los Centros de Transformación PFU constan de una envolventede hormigón, de estructura monobloque, en cuyo interior seincorporan todos los componentes eléctricos: desde laaparamenta de Media Tensión, hasta los cuadros de BajaTensión, incluyendo los transformadores, dispositivos de Controle interconexiones entre los diversos elementos.

Estos Centros de Transformación presentan como esencialventaja el hecho de que tanto la construcción, como el montajey equipamiento interior pueden ser realizados íntegramenteen fábrica, garantizando con ello una calidad uniforme yreduciendo considerablemente los trabajos de obra civil ymontaje en el punto de instalación. Además, su cuidado diseñopermite su instalación tanto en zonas de carácter industrialcomo en entornos urbanos.

UTILIZACIÓN

PRESENTACIÓN

Los Centros de Transformación PFU permiten la realización delos esquemas habituales de suministro eléctrico, que incorporenhasta 2 transformadores, con una potencia unitaria máximade 1000 kVA(1).

ÁMBITO DE APLICACIÓN INSTALACIÓN

PFU-5 con 2 transformadores de 1000 kVA

La instalación de los PFU es especialmente sencilla ya que lasoperaciones “in situ” pueden reducirse a su posicionamientoen la excavación, y al conexionado de los cables de acometida,que se introducen en los Centros a través de unos agujerossemiperforados en sus bases.

3

Centros de TransformaciónCentros Monobloque Tipo Caseta PFU

(1) Para otras condiciones, consultar a nuestro departamento Técnico-Comercial.

PFU-3 con 1 transformador

La entrada al Centro de Transformación se realiza a través deuna puerta en su parte frontal, que da acceso a la zona deaparamenta, en la que se encuentran las celdas de MediaTensión, cuadros de Baja Tensión y elementos de Control delCentro. Si las condiciones de explotación así lo exigen, esposible añadir una segunda puerta de acceso para personas,y establecer una separación física entre las celdas de laCompañía Eléctrica y las del Cliente.

Cada transformador cuenta con una puerta propia para permitirsu extracción del Centro o acceso para mantenimiento.

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS

MIE-RATUNE-EN 61330, RU 1303AUNE-EN 60298, RU 6407B

UNE 21428-1, HD 428, RU 5201DUNE 21538, HD 538UNE-EN 60439-1, RU 6302B

EXPLOTACIÓN

PFU-5 con 1 transformador y PFU-4

La envolvente de estos Centros es de hormigón armado vibrado,y se compone de 2 partes: una que aglutina el fondo y lasparedes, que incorpora las puertas y rejillas de ventilaciónnatural, y otra que constituye el techo.

Todas las armaduras del hormigón están unidas entre si y alcolector de tierra, según la RU 1303, y las puertas y rejillaspresentan una resistencia de 10 kΩ respecto a la tierra de laenvolvente.

El acabado estándar del Centro se realiza con pintura acrílicarugosa, de color blanco en las paredes, y color marrón entechos, puertas y rejillas.

CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS

4

Centros Monobloque Tipo Caseta PFU

Celdas CGM

CENTROS HASTA 36 kVPFU-3 PFU-4 PFU-5

Longitud [mm]Anchura [mm]Altura [mm]Superficie [m2]Altura vista [mm]

Longitud [mm]Anchura [mm]Altura [mm]Superficie [m2]

Longitud [mm]Anchura [mm]Profundidad [mm]

Peso [kg]

328023803240

7,82780

310022002550

6,8

40803180560

11000

44602380324010,7

2780

428022002550

9,4

52603180

560

12500

60802380324014,5

2780

59002200255013,0

68803180

560

18000

Dimensionesexteriores

Dimensionesinteriores

Dimensionesexcavación

NOTA: Dimensiones puerta de acceso: 900/1100 x 2100 mm.Dimensiones puerta de transformador: 1260 x 2100/2400 mm.

5


CENTROS HASTA 24 kVPFU-3 PFU-4 PFU-5

Longitud [mm]Anchura [mm]Altura [mm]Superficie [m2]Altura vista [mm]

Longitud [mm]Anchura [mm]Altura [mm]Superficie [m2]

Longitud [mm]Anchura [mm]Profundidad [mm]

Peso [kg]

328023803045

7,82585

310022002355

6,8

40803180

560

10500

44602380304510,7

2585

428022002355

9,4

52603180

560

12000

60802380304514,52585

59002200235513,0

68803180560

17000

Dimensionesexteriores

Dimensionesinteriores

Dimensionesexcavación

Centros Monobloque Tipo Caseta PFU

Para transformadores de más de630 kVA se añaden unas rejillasde ventilación adicionales en lapared lateral.

6

PFU-31 transformador

PFU-4sin transformador

PFU-3sin transformador

3280

100

460

Altu

ra v

ista

2380

Vista Posterior

Arena de nivelación

3100

Celdas MT

2200

32802380

Vista Posterior


3100

Celdas MT

2200Trafo

Cuadros BT

100

460

Altu

ra v

ista

Vista Posterior


4480

4280

Celdas MT

2200

2380

100

460

Altu

ra v

ista

PFU-41 transformador

PFU-51 transformador2 puertas de acceso

Para transformadoresde más de 630 kVAse añaden unasrejillas de ventilaciónadicionales en lapared lateral.


7


PFU-52 transformadores


4480 100

460

Altu

ra v

ista

2380

Vista Posterior


4280

Celdas MT

2200Trafo

Cuadros BT

Vista Posterior


6080

5900

Celdas MT

2200

100

460

Altu

ra v

ista

2380

Trafo Trafo

Cuadros BT

6080

100

460

Altu

ra v

ista

2380

Vista Posterior


5900

Celdas MT

2200Trafo

Cuadros BT

MERLIN GERIN 49

3. Transformadores de distribución MT/BT

3.1 transformadores en baño de aceite gama integralserie 35 kV

centros de transformaciónMT/BT

páginas

Tecnología 50

Descripción 51

Características 53

Relé de protección 54

Termómetro de esfera 56

Curvas de carga 57

Pasatapas 58

Información para el pedido 59

MERLIN GERIN50

tecnología

llenado integralMerlin Gerin utiliza para toda la gama de transformadores de distribución latecnología de llenado integral.A diferencia de otras técnicas de fabricación (cámara de aire bajo tapa o depósitode expansión), el llenado integral es el método que garantiza un menor grado dedegradación del líquido aislante y refrigerante al no poner en contacto con el aireninguna superficie.El elemento diferenciador de dichos transformadores reside en el recipiente queencierra el líquido refrigerante, llamado cuba elástica, constituida en su totalidadpor chapa de acero. Las paredes laterales de dicha cuba están formadas poraletas en forma de acordeón que permiten disipar adecuadamente el calorproducido por las pérdidas, debido al buen factor de disipación térmico obtenido.El funcionamiento de estos transformadores es fiable y eficiente. Cuando eltransformador se pone en servicio, se eleva la temperatura del líquido aislante, yen consecuencia aumenta el volumen de éste, siendo precisamente las aletas de lacuba las que se deforman elásticamente para compensar el aumento de volumendel líquido aislante, siendo capaz de soportar los efectos de una variación detemperatura de hasta 100 K sin que se produzcan deformaciones permanentes enla misma.Análogamente, al quitar de servicio el transformador o al disminuir la carga, seproduce una disminución de la temperatura y las aletas recuperan un volumenproporcional al producido anteriormente por la dilatación. El proceso defabricación está garantizado por la utilización de técnicas avanzadas. Antes delencubado se someten las partes activas a un tratamiento de secado que eliminaprácticamente la humedad de los aislantes.Posteriormente se realiza el llenado integral de la cuba con su líquido aislante bajovacío lo que impide cualquier entrada de aire que pudiera provocar la oxidación ydegradación del líquido aislante.El llenado integral aporta las siguientes ventajas con respecto a las otrastecnologías de fabricación:c Menor degradación del aceite ni por oxidación ni por absorción de humedad porno estar en contacto con el aire.c Bajo grado de mantenimiento, debido a la ausencia de ciertos elementos:v No precisa desecador.v No precisa mantenimiento del aceite.v No precisa válvulas de sobrepresión.v No precisa indicadores de nivel de líquido.c Mayor robustez al no presentar puntos débiles de soldadura como sería la unióndel depósito de expansión con la tapa.c Menor peso del conjunto.c Las dimensiones del aparato se ven notablemente reducidas al no disponer dedepósito de expansión o cámara de aire, facilitando el transporte y ubicación deltransformador.c Protección integral del transformador mediante relé de protección (ver página 54).

Transformador tipo caseta de 1000 kVA.

Transformador de 50 kVA.

Transformador para instalación en poste.

MERLIN GERIN 51

descripción

Talleres de fabricación.

Sección bobinados.

Campana de vacío.

generalidadesLa gama está constituida por transformadores según las siguientesespecificaciones:c Transformadores trifásicos, 50 Hz, para instalación en interior o exteriorindistintamente.c En baño de aceite.c Refrigeración natural de tipo:v ONAN (aceite), KNAN (silicona).c Herméticos y de llenado integral.c Gama de potencias de 25 a 2500 kVA.c Nivel de aislamiento hasta 36 kV.c Devanados AT/BT en aluminio o cobre.c Devanado BT:v Hasta 160 kVA inclusive, formados por una sola bobina construida en hélice, conconductor de sección rectangular aislado con papel.v A partir de 160 kVA, arrollamientos en espiral, con conductor en banda aisladocon papel epoxy entre espiras.c Devanado AT:v Bobinado directamente sobre el arrollamiento BT.v Bobinado tipo continuo por capas, intercalando aislante y canales derefrigeración.c Circuito magnético de chapa de acero al silicio de grano orientado, laminada enfrío y aislada por carlite.c Aislamiento clase A.c Tapa empernada sobre cuba.c La protección superficial se realiza por un revestimiento de poliéster, aplicadodespués de un tratamiento superficial adecuado de la chapa reforzando laadherencia y asegurando una protección anticorrosiva óptima.c Acabado en color tipo 8010-B10G según UNE 48103, denominado “azulverdoso muy oscuro”.c Régimen de funcionamiento normal:v Altitud inferior a 1000 metros.v Temperatura ambiente máxima: 40 oC.v Calentamiento arrollamientos/aceite inferior a 65/60 K.

tensionesc AT: debido a la diversificación de tensiones de las redes de distribución, éstasserán determinadas por el cliente. Los transformadores podrán tener una o dostensiones, pudiendo pasar de una a otra por:v Conmutador (operando sin tensión).c Aconsejamos su instalación en fábrica para evitar el desencubado si el cambiode conmutación ha de realizarse por bornas bajo tapa.v Bornas bajo tapa (desencubando).Además se dispone de un conmutador de cinco posiciones para la variación, sintensión, de la relación de transformación.c BT: la baja tensión puede estar formada por:v Cuatro bornes (3 fases + neutro).v Siete bornes (3 fases + 3 fases + neutro) para potencias de 160, 250, 400, 630 y1000 kVA.Se denomina al secundario como B1 cuando la tensión compuesta en vacío es de242 V; B2 cuando es 420 V. Un aparato con doble tensión secundaria se denominacomo B1B2.En el caso de doble tensión secundaria es necesario conocer el factor k de repartode cargas o de simultaneidad, que determina qué potencia se puede obtener decada secundario, según la expresión:

Pn = P2 + P1/k

Pn = potencia asignada,P1 = potencia de los bornes B1,P2 = potencia de los bornes B2,k = factor de simultaneidad = 0,75.

MERLIN GERIN52

descripción

normasLos transformadores se construirán según la norma UNE 21428.

equipo de basec Conmutador de 5 posiciones para regulación, enclavable y situado en la tapa(maniobrable con el transformador sin tensión); este conmutador actúa sobre latensión más elevada para adaptar el transformador al valor real de la tensión dealimentación.c 3 bornes MT según norma UNE 20176.c 4 bornes BT según norma UNE 20176.c 2 cáncamos de elevación y desencubado.c Placa de características.c Orificio de llenado con rosca exterior M40 1,5, provisto de tapa roscada.c Dispositivo de vaciado y toma de muestras en la parte inferior de la cuba.c 4 ruedas bidireccionales orientables a 90o atornilladas sobre dos perfiles en elfondo de la cuba, para transformadores de potencia superior o igual a 50 kVA.c 2 tomas de puesta a tierra, situadas en la parte inferior, con tornillo M10,resistente a la corrosión.c Una funda para alojar un termómetro.

accesorios opcionalesSe pueden incorporar, como opción, los siguientes accesorios:c 3 bornes enchufables MT (partes fijas), según norma UNE 21116.c Pasabarras BT para transformadores de 250 a 1000 kVA.c Armario de conexiones.c Cajas cubrebornes de AT y/o BT.c Dispositivos de control y protección:v Relé de protección.v Temómetro de esfera de dos contactos.

Nota: las opciones aquí expuestas prevén los casos más usuales y no son limitativas. En caso de otrasopciones, consúltenos.

ensayosEn todos nuestros transformadores se realizan los siguientes ensayosdenominados de rutina o individuales:c Ensayos de medidas:v Medida de la resistencia óhmica de arrollamientos.v Medida de la relación de transformación y grupo de conexión.v Medida de las pérdidas y de la corriente de vacío.v Medida de las pérdidas debidas a la carga.v Medida de la tensión de cortocircuito.c Ensayos dieléctricos:v Ensayo por tensión aplicada a frecuencia industrial.v Ensayo por tensión inducida.También se pueden realizar, bajo pedido, los siguientes ensayos:c Ensayos de tipo:v De calentamiento.v Con impulso tipo rayo.v Nivel de ruido.v De características del aceite.

Laboratorios de ensayos.

Bobinadora en banda.

Placa características según UNE 21428.

MERLIN GERIN 53

característicassegún normativas UNE 20138, UNE 21428

características eléctricas para el material de 36 kV de aislamiento

potencia asignada (kVA) 50 100 160 250 400 630 800 1000 1250 1600 2000 2500tensión primaria asignada de 24 kV hasta límite máximo de 36 kV incluida regulacióntensión secundaria B2 420 Vregulación sin tensión (± 2,5 %, ± 5 %), (+ 2,5 %, + 5 %, + 7,5 %, + 10 %)pérdidas en vacío 230 380 520 780 1120 1450 1700 2000 2360 2800 3100 4100(W) por carga a 75 °C 1250 1950 2550 3500 4900 6650 8500 10500 13500 17000 20200 26500tensión de cortocircuito (%) 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 6 6 6 6 6 6corriente en vacío 100 % Un 3,8 3,0 2,5 2,4 2,2 1,8 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,0

110 % Un 10,0 8,0 7,0 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,6 2,5caída de tensión cos ϕ = 1 2,57 2,03 1,68 1,49 1,32 1,16 1,23 1,22 1,25 1,23 1,18 1,23a plena carga cos ϕ = 0,8 4,26 4,02 3,83 3,72 3,62 3,51 4,48 4,47 4,49 4,48 4,44 4,48

carga cos ϕ = 1 97,13 97,72 98,12 98,32 98,51 98,73 98,75 98,77 98,75 98,78 98,83 98,78100 % cos ϕ = 0,8 96,43 97,17 97,66 97,91 98,15 98,41 98,44 98,46 98,44 98,47 98,55 98,50carga cos ϕ = 1 97,57 98,07 98,39 98,56 98,72 98,91 98,94 98,96 98,95 98,98 99,03 99,0075 % cos ϕ = 0,8 96,98 97,60 98,00 98,20 98,41 98,64 98,67 98,70 98,69 98,72 98,78 98,76carga cos ϕ = 1 97,88 98,29 98,57 98,70 98,84 99,02 99,06 99,08 99,09 99,12 99,16 99,1650 % cos ϕ = 0,8 97,36 97,88 98,21 98,38 98,55 98,78 98,83 98,86 98,86 98,90 98,95 98,95carga cos ϕ = 1 97,59 98,03 98,33 98,43 98,59 98,83 98,90 98,95 98,99 99,04 99,10 99,0925 % cos ϕ = 0,8 97,01 97,55 97,92 98,04 98,25 98,54 98,62 98,69 98,73 98,81 98,87 98,86

ruido dB(A) potencia acústica Lwa 52 56 59 62 65 67 68 68 70 71 73 75

rendimiento

Estas características hacen referencia a transformadores con una sola tensión en primario y secundario. Otras tensiones bajo pedido.

AENOR

EmpresaRegistrada

ER-102/94

* para transformadores en baño de silicona (KNAN), consultar dimensiones y pesos.

Potencia asignada (kVA) 50 100 160 250 400 630 800 1000 1250 1600 2000 2500A 800 1000 1180 1006 1246 1566 1836 1746 1966 1976 2459 2350B 610 750 790 906 946 1046 1106 1166 1306 1316 1336 1300C 1390 1430 1459 1521 1576 1716 1716 1777 1862 1994 2044 2400D 520 520 520 670 670 670 670 670 820 820 820 1070E 890 930 970 1024 1079 1219 1219 1280 1365 1497 1547 1955F 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375 375Ø 125 125 125 125 125 125 125 125 200 200 200 200ancho llanta 40 40 40 40 40 40 40 40 70 70 70 70J (ver página 92) 80 80 80 150 150 150 150 150 150 200 200 200

peso total (kg) 500 700 910 1070 1330 1870 2230 2590 2940 3540 4230 5520volumen líquido (l) 140 190 240 251 288 431 550 598 655 772 910 1279peso líquido (kg)* 120 163 206 216 248 371 473 514 563 664 783 1100peso desencubar (kg) 240 360 490 690 860 1160 1380 1520 1690 1970 2320 3300

dimensiones y pesos para el material de 36 kV deaislamiento -ONAN- según normativa UNE 21428Las dimensiones y pesos indicados en la tabla inferior son valores indicativos paratransformadores en baño de aceite, que corresponden a las característicaseléctricas descritas en la tabla superior.

Tensiones primarias:c Monotensión de 24 kV a 36 kV incluida la regulación.c Bitensiones No.

Tensiones secundarias:c Monotensión 420.

MERLIN GERIN54

relé de protección

relé de protecciónLa seguridad del transformador está garantizada con un relé que integra lassiguientes funciones de protección:c Detección de emisión de gases del líquido dieléctrico debido a unadescomposición provocada por el calor o arco eléctrico que pudiera producirse enel interior de la cuba.c Detección de un descenso acccidental del nivel del dieléctrico (disparo).c Detección de un aumento excesivo de la presión que se ejerce sobre la cuba(disparo).c Lectura de la temperatura del líquido dieléctrico (contactos de alarma y disparoregulables).c Visualización de líquido por medio de un pequeño flotador.En la parte superior se dispone de un tapón de llenado y otro para la toma demuestras.Aconsejamos su instalación en fábrica para transformadores de potencia superiora 630 kVA.

características generalesIndice de protección CEI - EN 60529 IP66Indice de resistencia a los choques (EN 50102) IK07Resistencia a la niebla salina 500 hResistencia a las radiaciones UV (UNI-ISO 4892 / UNI-ISO 4582) 500 hRango de temperatura ambiente admisible –40 °C ÷ +120 °CConexión prensa estopas (ø 13 mm hasta ø 18 mm) Pg 21Caja de bornas (EN 50005 / EN 60947-7-1 / IEC 947-7-1) Según normaSección máxima de conexión sobre 1 borne hasta 2,5 mm2

Presión máxima de operación 500 mbar

tensión A.C. D.C.tipo de circuito óhmico inductivo óhmico inductivo

(cos ϕ 0,5) (L / R 40 MS)voltaje 220 127 24 220 127 24 220 127 24 220 127 24poder de conmutación de los contactos 2 A 2 A 2 A 2 A 2 A 2 A 2 A 2 A 2 A 2 A 2 A 2 Anivel de aceite / detección gaspoder de conmutación de los contactos 6 A 6 A 6 A 1,5 A 1,5 A 1,5 A 0,6 A 0,6 A 0,6 A 0,6 A 0,6 A 0,6 Apresostatopoder de conmutación de los contactos 16 A 16 A 16 A 4 A 4 A 4 A 0,6 A 0,6 A 0,6 A 0,6 A 0,6 A 0,6 Atermostatos

esquema eléctrico (según norma EN 50005)

Temperaturadisparo

“T1”

44 41 42 34 31 32 24 21 22 14 11 12

Temperaturaalarma

“T2”

Presión Nivelaceite

MERLIN GERIN 55

Relé de seguridad

Presión Temperatura Nivel de aceite Formación de gas

PresostatoCierre/aperturade un circuitoa la presión

regulada de 100a 500 mbars

IndicadorDetector visual deligeras variacionesdel nivel de aceite

DetectorDetector visualde variaciones

importantesdel nivel de aceitecon cierre/apertura

de un circuitoeléctrico

DetectorCierre/aperturade un circuito

cuando se alcanzala cantidad máxima

de gas (170 cm3)

TermómetroIndicación visualde la temperaturadirecta del aceite

y máximatemperaturaalcanzada

Termómetro “T2”(Alarma)

Cierre/aperturade un circuito

al alcanzarla temperatura

regulada (de 30 °Ca 120 °C)

Termómetro “T1”(Disparo)

Cierre/aperturade un circuito

al alcanzarla temperatura

regulada (de 30 °Ca 120 °C)

MERLIN GERIN56

termómetro de esfera

termómetro de esferaEl termómetro de esfera es un medio de control de la temperatura del aceite en sufranja más caliente, es decir, en la superficie interior de la tapa del transformadorpermitiendo, al mismo tiempo, conocer su estado de carga. La incorporación de uncircuito de alarma (aguja azul) y un circuito de disparo (aguja roja) facilita el controlde la temperatura del aceite cuando llega a alcanzar valores peligrosos.Es preciso utilizar relés auxiliares en los circuitos de alarma y disparo deltermómetro debido a que las capacidades de corte de sus contactos sonpequeñas y corresponden a las indicadas en el cuadro siguiente:

Características eléctricas de los contactos

voltios corriente amperios circuito

220 alterna 0,05 resistivo127 alterna 0,08 resistivo220 continua 0,04 resistivo127 continua 0,06 resistivo

El error máximo a 120 °C está comprendido entre ± 2 °C.Las tres agujas de que consta el termómetro determinan:Aguja negra: indicadora constante de la temperatura del aceite aislante en la capasuperior del transformador (cable marrrón).Aguja azul: contacto normalmente abierto de alarma (cable azul).Aguja roja: contacto normalmente abierto de disparo (cable amarillo).Estos contactos eléctricos están situados en el interior de la caja de aluminio y son accionados cuando la aguja negra (indicadora de temperatura) alcanza losumbrales de ajuste de la aguja azul y de la roja (cuando la aguja negra hacecontacto con la aguja azul de alarma y, a pesar del aviso, continúe elevándose latemperatura, la aguja negra irá desplazando el contacto de alarma hasta conectarcon el contacto de disparo o aguja roja) sus terminales corresponden a los cablesde color que se han indicado anteriormente.El termómetro va montado de forma que la esfera esté en posición vertical,adaptando su bulbo a rosca sobre el racor de la funda situada sobre la tapa deltransformador. Dicho bulbo es un detector sensible a las variaciones detemperatura.El ajuste de la aguja roja determina el límite de temperatura que debe alcanzar elaceite del transformador estando ésta condicionada a la temperatura ambiente del local que, a su vez, no sobrepasará los límites establecidos por la norma UNE EN 60076-2.En concreto, si la máxima diaria establecida como temperatura ambiente es de 40 °C y la máxima temperatura del aceite permitida según UNE 20-101 parte 2, esde 60 °C, el ajuste máximo de la aguja roja deberá ser, como máximo, de 100 °C,siendo aconsejable disponer la aguja azul entre 5 y 10 °C menos que la roja.

MERLIN GERIN 57

La UNE 20110 proporciona las curvas de carga que traducen la velocidad dereacción del transformador al cambio de carga para los distintos tipos derefrigeración. La clase térmica es única (clase A) y la constante de tiempo estárelacionada con el modo de refrigeración (3 horas en ONAN).Las curvas que corresponden a los transformadores de distribución ONAN estánen el anexo 3 (páginas 70 y 71 de la UNE 20110) para distintas temperaturasambientes supuestamente permanentes, lo que puede asimilarse a unatemperatura ambiente media anual.

Por ejemplo, se puede necesitar determinar la carga que puede aplicarse a untransformador partiendo de las siguientes condiciones:tp = 2 horas0 = 20 °CK1 = 0,8

Siendo:tp= La duración de la sobrecarga, expresada en horas.0a= La temperatura ambiente.K1= Carga previa, en amperios, expresada como fracción de la corriente asignadaK2= Carga admisible, en amperios, expresada como fracción de la corrienteasignada.

En la gráfica de la figura 2 se ha trazado una línea vertical desde el eje deabscisas K1 = 0,8 hasta su confluencia con la curva tp = 2 h; la línea horizontaltrazada desde este punto hasta el eje de ordenadas nos determina el valor K2 = 1,421,42 veces la corriente asignada del transformador es la sobrecarga admisibledurante 2 horas, pasado este tiempo se restablecerá el régimen inicial de carga.

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4K1

K2

t = 0,5

1

2

4

8

24

A = 10 °C

K

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4K1

K2

t = 0,5

1

2

4

8

24 A = 30 °C

K

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4K1

K2

t = 0,5

1

2

4

8

24 A = 40 °C

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4K1

K2

t = 0,5

1

2

4

8

24 A = 20 °C

Transformadores de distribución ONAN.Regímenes admisibles con una pérdida normal de vida.

Fig. 1

Fig. 3 Fig. 4

Fig. 2

curvas de carga

MERLIN GERIN58

pasatapas

Todos los pasatapas de tipo abierto instalados en los transformadores cumplencon la normativa UNE 20176. Estos son fácilmente recambiables sin necesidad dedesencubar el transformador.Tanto los pasatapas de AT como los de BT son de porcelana con el exteriorvidriado en color marrón y presentan el aspecto y las cotas que se muestran en lasfiguras.Los pasatapas BT cuya intensidad supera los 1000 A se suministran con la piezade acoplamiento plana que se indica en la figura 3.

c Pasatapas BT.

Figura 3PAT 1e/1000-2000-3150 y 4000 A.

Figura 2PAT 1e/250 y 630.

c Pasatapas AT tipo abierto.

Figura 1PAT 12e/250-24e/250 - 36e/250.

designación figura A M J* E F G HPAT 1e/250 2 125 M12 1,75 80 - - - -PAT 1e/630 2 175 M20 2,5 150 - - - -PAT 1e/1000 3 274 M30 2 150 10 80 24 32PAT 1e/2000 3 325 M42 3 150 15 100 25 60PAT 1e/3150 3 355 M48 3 200 15 120 30 60PAT 1e/4000 3 355 M48 3 200 15 120 30 60

tipos de pasatapas

* ver pág. 51.

designación A Ua (kV)PAT 12e/250 310 7,2 y 12PAT 24e/250 385 17,5 y 24PAT 36e/250 497 36

25kVA 50kVA 100kVA 160kVA 250kVA 400kVA 630kVA 800kVA 1000kVA 1250kVA 1600kVA 2000kVA 2500kVAB2 250 250 250 250 630 630 1000 2000 2000 2000 3150 3150 4000B1B2 (k = 0,75) B1 - - - 630 630 1000 2000 - 2000 - - - -

B2 - - - 250 630 630 1000 - 2000 - - - -

intensidad asignada de los pasatapas a utilizar según potencia y tensión

MERLIN GERIN 59

información necesaria para el pedido

Para pasar un pedido, adjuntar a nuestrosservicios comerciales una fotocopia de estapágina, debidamente rellenada en losespacios correspondientes.

N.° unidades

Potencia kVA

Normativa: UNE 21428

Líquido aislante: AceiteSilicona

Relación de transformación: AT 1: kV BT 1: V*AT 2: kV BT 2: V*

*se entiende tensión en vacío entre fases

En caso de doble AT, el transformador AT 1 por conmutadorsaldrá conectado a: AT 2 bornas bajo tapa*

*opción por defecto

En caso de doble BT: (k = 0,75)

Grupo conexión: Según normas

Conmutador de regulación: (± 2,5 ± 5)(± 2,5, + 5, + 7,5)(+ 2,5, + 5, + 7,5, + 10)

Bornas AT: Bornas BT:Porcelana* Porcelana*Enchufables Pasabarras

*opción por defecto

Accesorios:Relé de protecciónTermómetro de esfera de 2 contactosCaja cubrebornas ATCaja cubrebornas BTCaja cubrebornas AT/BT

MERLIN GERIN60

Aparamenta de MTDistribución Secundaria

Sistema Modular CGM ySistema Compacto CGC conAislamiento Integral de SF6 Hasta 36 kV

El CGC es un equipo compacto para Media Tensión de reducidasdimensiones, integrado y totalmente compatible con el sistemaCGM. Incorpora tres funciones por cada módulo (2 posicionesde Línea y 1 de Protección) en una única cuba llena de gasSF6, en la cual se encuentran los aparatos de maniobra y elembarrado.

El conexionado con otros módulos de los sistemas CGM o CGC,realizado mediante un sistema patentado, es simple y fiable,

de forma que se puede ampliar la funcionalidad del CGC ydisponer de diversas configuraciones (2L+2P, 3L+1P, etc.),permitiendo resolver cualquier esquema de distribución deMedia Tensión.

Dada la total integración con el sistema CGM, los equipos CGCson totalmente análogos en sus características a la unión dedos celdas de línea y una de protección, del nivel de tensióncorrespondiente.

22

Sistema CGC - Celdas Compactas

PRESENTACIÓN

DESCRIPCIÓN GENERAL

La aplicación en Media Tensión se refleja en el cuadro siguiente:

ÁMBITO DE APLICACIÓN

NIVELES DE TENSIÓN E INTERÉS

Tensión asignada [kV]Intensidad asignada [A]Intensidad de corta duración [kA]

12400 y 630

16 y 20

24400 y 630

16 y 20

36400 y 630

16 y 20

El sistema CGC ha sido diseñado con las mismas premisas queel sistema CGM, siguiendo las mismas normas y laRecomendación Unesa 6407B:

Normas:UNE-EN 60129 CEI 60129UNE-EN 60255 CEI 60255UNE-EN 60265-1 CEI 60265-1

UNE-EN 60298 CEI 60298UNE-EN 60420 CEI 60420UNE-EN 60694 CEI 60694UNE-EN 61000-4 CEI 61000-4

NORMAS APLICADAS

CGC

Las características constructivas coinciden casi exactamente conlas expuestas para el sistema CGM, de modo que aquí sólo seindican los matices particulares de este sistema.

Base y frenteAunque la tapa de los mandos es única, los compartimientosde los cables son individuales para cada posición, de formaque se puede trabajar sin peligro en uno de ellos aunque lasotras posiciones estén en tensión. La pletina de tierra está unidaen toda la celda.

CubaLa cuba es única e incluye la aparamenta y el embarrado delas tres posiciones.

MandoAunque están bajo la misma tapa, los mandos son independientese iguales a los empleados en el sistema CGM.

Cada equipo CGC incluye tres funciones: 2 posiciones de líneacon interruptor y 1 posición de protección a la derecha coninterruptor y fusibles, con las mismas características que lasindicadas en la sección dedicada al sistema CGM.

TIPOS DE FUNCIONES

La designación de estos equipos incluye sus características deextensibilidad. Así, las opciones existentes para 24 kV son:

CGC-CE-24: CGC de 24 kV Extensible por ambos lados.CGC-CE-I-24: CGC de 24 kV Extensible sólo por la Izquierda.CGC-CE-D-24: CGC de 24 kV Extensible sólo por la Derecha.CGC-CNE-24: CGC de 24 kV No Extensible.

Estas mismas opciones existen también para la CGC de 12 kVy 36 kV (sustituyendo -24 por -12 ó -36 respectivamente).

DESIGNACIÓN

23

Sistema CGM

FUNCIONES

DESCRIPCIÓN DETALLADA

La conexión entre equipos CGC o de éstos con celdas CGM serealiza empleando el ORMALINK, con las mismas característicasy operaciones de conexión que entre celdas CGM.

Existen las siguientes disposiciones laterales:

TULIPAS: Si el objeto es la conexión presente o futura a otracelda CGM o CGC por ese lado.

PASATAPAS: Si se trata de una salida de cables o unión conuna celda no perteneciente a los sistemas CGM o CGC.

CIEGA: Si no se necesita conexión alguna por ese lado.

El siguiente esquema muestra la disposición de las celdas deun Centro de Transformación en bucle con dos protecciones detransformador (configuración 2L+2P), formado por la unión deun equipo CGC y una celda CGM-CMP-F mediante elORMALINK.

24

Sistema CGC - Celdas Compactas

CONEXIÓN

CONEXIÓN ENTRE CELDAS

Las características de esta conexión son idénticas a las indicadaspara el sistema CGM, tal y como se señala en la página 10.

CONEXIÓN CON CABLES

En lo relativo a Motorización, Telemando y Automatismos,Manipulación e Instalación, Accesorios y Selección de celdas,no existe ninguna diferencia apreciable respecto de lo indicadopara el sistema CGM.

Únicamente cabe señalar que en la selección de celdas debeconsiderarse la unidad como formada por tres funciones, quehabrá que definir por separado (2L y 1P) salvo en sus aspectosglobales, como es la conexión lateral (izquierda y derecha detodo el conjunto).

OTRAS ESPECIFICACIONES

Detalle de conexión entre una CGC y una CMP-F

ORMALINK

CMP-F CGC

PosiciónTrafo 2CMP-F

Líneasentrada/salida

ProtecciónTrafo 1

Puente alTrafo 2

Puente alTrafo 1

Líneasentrada/salida

CGC

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Sistema CGM

(1) Las celdas incorporan un bastidor que permite la conexión sin necesidad de foso para cables. Opcionalmente se pueden suministrar las celdas con un bastidor más bajo.(2) Por cada mando motorizado añadir 5 kg. Para celdas con relé RPTA añadir 15 kg.

CELDA COMPACTA

Características eléctricasTensión asignada [kV]Intensidad asignada [A]Intensidad asignada en la derivación [A] (posición de fusibles)Intensidad de corta duración (1 ó 3 s) [kA]Nivel de aislamiento:

Frecuencia industrial (1 min)a tierra y entre fases [kV]a la distancia de seccionamiento [kV]

Impulso tipo rayoa tierra y entre fases [kV]CRESTA

a la distancia de seccionamiento [kV]CRESTA

Capacidad de cierre [kA]CRESTA (posiciones en línea)Capacidad de cierre [kA]CRESTA (posición de fusibles)Capacidad de corte

Corriente principalmente activa [A]Corriente capacitiva [A]Corriente inductiva [A]Falta a tierra ICE [A]Falta a tierra √ 3 ICL [A]

Capacidad de ruptura de la combinación interruptor-fusibles [kA]Corriente de transferencia (UNE-EN 60420) [A]

Características físicasAncho [mm]Alto [mm]Fondo [mm]Peso [kg]

12400/630

20016/20

2832

7585

40/502,5

400/63031,51663

31,520

1500

12201800(1)

850405(2)

24400/630

20016/20

5060

125145

40/502,5

400/63031,51663

31,520

600

12201800(1)

850405(2)

36400/630

20016/20

7080

170195

40/502,5

400/630501663

31,520320

13201800(1)

1035470(2)

CGC-12 CGC-24 CGC-36

100 (a)

1800

(1)

1220 (24 kV)1320 (36 kV)

CGC

48050

CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS

850480

1035

12/24 kV 36 kV

(a) Distancia recomendada. La disposición de un Módulo de Acometida Lateral (cubre-pasatapas) requiere de 360 mm adicionales.

FICHA TÉCNICA CUADRO DE DISTRIBUCIÓN MODULAR DE BAJA TENSIÓN PARA CENTROS

DE TRANSFORMACIÓN AC-4 CON INTERRUPTOR

Edición Nº

1 01/03/01

Página 1 de 1

fichac4unesaint.doc

1600 A

DIMENSIONES: 1810 X 580 X 290 (mm)

ESQUEMA UNIFILAR:

CARACTERÍSTICAS:

AMPERAJE 1600 A INSTALACIÓN Interior ENVOLVENTE Metálica INTERRUPTOR DE CABECERA Interruptor de corte en carga Nº DE SALIDAS 4 Ampliable con modulo de ampliación AM-4 TIPO DE SALIDAS *BTVC 250/400/630/800/1260 A

*BTVC: Base tripolar vertical desconectable en carga. Puede duplicarse el nº de salidas sustituyendo BTVC de tamaño 1/2/3 por BTVC-00 (160 A)

MODELOS NORMALIZADOS:

403.73.63 AC4 con interruptor 1600 A con control tipo Endesa

Otros consultar

APLICACIONES:

Cuadro de baja tensión para centros de transformación de interior.

Documents

sauron.etse.urv.essauron.etse.urv.es/public/PROPOSTES/pub/pdf/796pub.pdf · Diseño de una Central Fotovoltaica de 100 kW 1. Memoria descriptiva 2 MEMORIA DESCRIPTIVA 1.0. Indice