Doc nº 1 Memoria y Anejo

5/12/2018 Doc nº 1 Memoria y Anejo - slidepdf.com

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INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA AISLADA. CÁCERES (CÁCERES)

TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA 1

INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA AISLADA, PARA ALIMENTACIÓN DE UN

MEDIDOR DE CAUDAL, TELÉFONO Y RADIO EN CÁCERES (CÁCERES)





DOCUMENTO Nº 1: MEMORIA Y ANEJOS DE LA MEMORIA





ÍNDICE

- página-

1.- DESCRIPCIÓN............................................................................................. 5

1.1.- ALCANCE DEL PROYECTO............................................................... 5

2.- DATOS DE PARTIDAS DE LA INSTALACIÓN............................................ 6

2.1.- USUARIO............................................................................................... 6

2.2.- LOCALIZACIÓN..................................................................................... 72.3.- DATOS GENERALES............................................................................ 7

3.- NORMATIVA DE APLICACIÓN.................................................................... 7

4.- CONFIGURACIÓN BÁSICA DE LA INSTALACIÓN..................................... 8

5.- DEMANDA O NECESIDADES DE POTENCIA............................................ 8

6.- CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LOS PANELES SOLARES.................... 9

6.1.- PÉRDIDA POR ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN............................... 11

6.2.- PÉRDIDAS POR SOMBRAS................................................................ 11

7.- CAPTADORES SOLARES FOTOVOLTAICOS............................................ 11

7.1.- CAPTADORES SOLARES FOTOVOLTAICOS.................................... 12

7.1.1.- UNIÓN DE LOS CAPTADORES SOLARES FOTOVOLTAICOS.. 12

7.1.2.- SOPORTES................................................................................... 12

7.2.- ACUMULADORES................................................................................ 13

7.3.- REGULADOR....................................................................................... 14

7.4.- CONDUCTORES.................................................................................. 15

7.5.- PROTECCIONES................................................................................. 15

8.- PLAN DE MANTENIMIENTO............................................... 17

8.1.- TAREAS A REALIZAR POR EL USUARIO.......................................... 18

8.2.- TAREAS A REALIZAR POR PERSONAL ESPECIALIZADO............... 20

9.- CONSIDERACIONES AMBIENTALES......................................................... 21





- página-

10.- CONSIDERACIONES ECONÓMICAS......................................................... 22

11.- ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA.................................................... 23

12.- PROGRAMACIÓN Y PUESTA EN MARCHA............................................... 23

13.- PRESUPUESTO........................................................................................... 24

ANEJOS A LA MEMORIA

ANEJO Nº I DIMENSIONAMIENTO GLOBAL DE LA INSTALACIÓN 26

ANEJO Nº II CÁLCULO DE LOS ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN

ANEJO Nº III PLAN DE MANTENIMIENTO

ANEJO Nº IV ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA

ANEJO Nº V PROGRAMACIÓN Y PUESTA EN MARCHA





1.- DESCRIPCIÓN

El objeto del presente trabajo es el diseño y el cálculo de la instalación solar fotovoltaica

para el suministro de un medidor de caudal, teléfono y radio, ubica en Cáceres

(Cáceres).

1.1.- ALCANCE DEL PROYECTO

Se analizarán los siguientes aspectos:

_ Cálculo de la radiación disponible y previsión de la energía a generar.

_ Dimensionamiento de los diferentes componentes de la instalación.

_ Cálculo eléctrico.

_ Distribución física de los diferentes elementos.

_ Estudio de la viabilidad económica de la instalación.

El documento se desarrollara de acuerdo a la siguiente estructura:

Documento número 1: Memoria y Anejos:

_ Anejo I: Dimensionamiento Global de la instalación

_ Anejo II: Cálculo de los elementos de la instalación

_ Anejo III: Plan de mantenimiento.

_ Anejo IV: Estudio de viabilidad económica.

__ Anejo V:. Programación y puesta en marcha.

Documento número 2: Planos

_ Plano nº 1: Situación y emplazamiento.

_ Plano nº 2: Esquema unifilar.

Documento número 3: Pliego de prescripciones técnicas particulares





_ Capítulo I: Objeto y generalidades

_ Capítulo II: Definiciones

_ Capítulo III: Diseño de la instalación

_ Capítulo IV: Componentes y materiales

_ Capítulo V: Cálculo de la producción anual esperada

_ Capítulo VI: Recepción y pruebas

_ Capítulo VII: Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento

_ Capítulo VIII: Garantías

_ Capítulo IX: Ejecución, replanteo de las obras y posibles desperfectos

_ Capítulo X: Mediciones y Valoraciones

Documento número 4: Presupuesto y Mediciones:

_ Mediciones.

_ Cuadro de precios número 1 en letra.

_ Presupuesto parcial.

_ Resumen del presupuesto. _ Presupuesto de ejecución material

_ Presupuesto de ejecución por contrata.

Bibliografía, Web consultadas y Software utilizados.

2.- DATOS DE PARTIDA DE LA INSTALACIÓN

2.1.- USUARIO

_ Nombre y apellidos: .........................................

_ Dirección:..........................................................

_ Código postal, Localidad, Provincia:................

_ Teléfono:..........................................................





2.2.- LOCALIZACIÓN

_ Localidad: Cáceres

_ Altitud: 200 m

_ Latitud: 40,7º

2.3.- DATOS GENERALES

La instalación proyectada tiene por objeto la alimentación con sistema de energía solar

fotovoltaica de un medidor de caudal y nivel de agua de los ríos, teléfono y radio.

El medidor dispone de una sonda de nivel que realiza cuatro medidas al día de 15

minutos cada una y los almacena en una memoria interna. Además, cada 4 horas se

realiza vía FAX un envió de los datos obtenidos, la duración estimada de la transmisión

es de 5 minutos. Por razones de seguridad se realizan 3 emisiones de radio de una

duración estimada de 15min. Las potencias de los aparatos son los siguientes;

_ Medidor de caudal y nivel de ríos; 100 W.

_ Teléfono: 15 W.

_ Radio 35 W .

3.- NORMATIVA DE APLICACIÓN

_ R.D. 2224/1998 de 16 de octubre certificado de profesionalidad de instalador de

sistemas fotovoltaicos y eólicos de pequeña potencia.

_ R.D. 3490 / 2000, Artículo 7 del Ministerio de Economía,.

_ R.D, 842 / 2002 de 2 de agosto de 2002, Reglamento Electrotécnico para Baja

Tensión.





4.- CONFIGURACIÓN BÁSICA DE LA INSTALACIÓN

La instalación se clasifica dentro de la categoría de instalaciones fotovoltaicas aisladas

de la red con sistema de acumulación mediante baterías.

Todas las cargas de la instalación son de corriente continua de 12 V, por lo que la

configuración básica tipo consiste en una instalación compuesta por:

_ Paneles o módulos solares fotovoltaicos.

_ Sistema de regulación o Regulador.

_ Acumulador.

_ Cargas conectadas: Medidor de caudal, teléfono y radio.

Esquema 2.-/1 Instalación solar fotovoltaica aislada.

5.- DEMANDA O NECESIDADES DE POTENCIA

En la siguiente tabla se detallan la demanda de potencia de la instalación estudiada:





Consumo de energía diaria

Aparato Potencia Tiempo de trabajo Consumo diario

Medidor de caudal y nivel

de agua100 W 1,50 horas 0.1500 kWh/día

Teléfono / fáx 15 W 0,50 horas 0.0075 kWh/día

Radio 35 W 0,75 horas 0.0263 kWh/día

Potencia Total diaria (P): 165 W Consumo Medio diario /Et) 0.1838 kW/día

Tabla 4.- / 1 Consumo de energía diaria.

6.- CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LOS PANELES SOLARES FOTOVOLTAICOS

En el anejo I de la presente memoria se detallan los cálculos para determinar el número

de paneles y características de los mismos.

El factor global de rendimiento de la instalación es de 0,76, este rendimiento se ha

determinado de acuerdo a la siguiente ecuación:

vcb

d

avcb k k k P

N k k k k R −−−⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅−−−−= )1(1

Donde;

_ kb, coeficiente de pérdidas por rendimiento en el acumulador, este valor está

comprendido entre 0,05 si no se precisan descargas intensas y 0,1 para casos másdesfavorables.

_ ka, coeficiente de autodescarga, que dependerá del tipo de batería.

_ kc, coeficiente de pérdidas del convertido.

_ kv, coeficiente de otras pérdidas (rendimiento global de toda la red de consumo,

pérdidas por efecto Joule, etc..)

_ N es el número máximos de días de autodescarga.





La energía necesaria diaria teniendo en cuenta las diferente pérdidas queda

determinada por la siguiente ecuación:

R

E E t =

Donde;

E, es la energía necesaria diaria en (kWh)

Et, es la consumo medio diario en kWh.

R, es el factor global de rendimiento de la instalación.

La energía (Ep) originada en los paneles se determina teniendo en cuenta que es la

energía que llega al acumulador más las pérdidas que se producen, es decir;

9.0

E E p =

Donde:

_ Ep, es la energía originada en los paneles en kWh.

_ E es la energía necesaria teniendo en cuenta las pérdidas en kWh.

Las horas de sol pico se determina de acuerdo a la siguiente ecuación:

kH PS H 2778,0.. =

Donde:

H.S.P, horas de sol pico.

k, Factor de corrección K para superficies inclinadas. Representa el cociente entre

energía incidente en un día sobre una superficie orientada hacia el ecuador e inclinada

un determinado ángulo y otra horizontal.

H, es la energía en Mj que incide sobre un m2 de superficie horizontal en un día medio

de cada mes.

El número de paneles será se determina a partir de la siguiente ecuación:





)..(º

PS H P

E paneles N p=

Donde:

_Nº paneles, son el número de paneles.

_ Ep, es la energía necesaria teniendo en cuenta las pérdidas en kWh.

_ P, es la potencia del panel solar, en funcionamiento teniendo en cuenta las posibles

pérdidas.

_ H.S.P., número de horas picos.

De acuerdo a los datos de la ubicación y característica de la instalación estudiada

tenemos que la energía originada en los paneles estudiados es de 0,27 kWh. Las horas

pico del mes más desfavorable son 2,78, correspondientes al mes de enero, el número

de paneles necesario para cubrir las necesidades es de cinco.

6.1.- PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN

No se producirán pérdidas por orientación e inclinación de los paneles solares.

6.2.- PÉRDIDAS POR SOMBRAS

No se han considerado pérdidas por sombra sobre la superficie de captación, dado que

no existe elemento que puedan provocar estas pérdidas.

7.- COMPONENTES DE LA INSTALACIÓN

7.1.- CAPTADORES SOLARES FOTOVOLTAICOS

Para la elección de este tipo de módulo fotovoltaico, se ha tenido en cuenta que los

equipos electrónicos alimentar son de pequeña potencia, y están ubicados en zona

alejada de núcleos urbanos, por ello se instalarán paneles solares fotovoltaicos de la

marca Atersa, modelo A-20J, con una potencia de 20 W, corriente de máxima potencia





1,21 A, 16,8 V tensión de máxima potencia, corriente de cortocircuito 1,32 A, tensión de

circuito abierto de 21,7 V y 600 V de tensión máxima del sistema.

En el anejo I de esta memoria se adjunto las especificaciones técnicas de los módulos

fotovoltaicos a instalar.

7.1.1.- UNIÓN DE LOS CAPTADORES SOLARES FOTOVOLTAICOS

Los equipos que se alimentarán con la instalación solar fotovoltaica proyectada

demanda la energía eléctrica en corriente continua a una tensión de 12 V, por ello, los

cinco paneles a instalar serán conectados en paralelo, de manera que la tensión será

de 12 V y la intensidad total de 6,60 A.

7.1.2.- SOPORTES

Para sujetar a los módulos fotovoltaicos se utilizará estructura de la marca Atersamodelo Tipo H, para 1 módulos A- 20J. La estructura es de acero galvanizado en

caliente y. la tortillería a utilizar será galvanizado o de acero inoxidable cumpliendo la

norma MV-106.

El recubrimiento galvanizado cuenta con la característica de estar unido

metalúrgicamente al acero base, por lo que posee una excelente adherencia, con un

recubrimiento aproximado de 80 micras. Las estructuras han sido son calculadas según

C.T.E, acciones de zona eólica tipo C (104,4 km/h, carga de nieve zona III (700 m).

7.2.- ACUMULADOR

La capacidad útil de la batería, Cu = 3,6 kWh o 300 Ah, se determina de acuerdo a la

siguiente ecuación:

N E C u ⋅=





Donde:

_Cu, es la capacidad útil de la batería en kWh.

_ E, es la energía necesaria diaria en kWh.

_ N es el número máximos de días de autodescargas

La capacidad nominal máxima, C = 461,54Ah, se determina de acuerdo a la siguiente

ecuación;

d

u

P

C C =

Donde:

_ C, es la capacidad nominal en Ah.

_ Cu, es la capacidad útil en Ah.

_ Pd, es la profundidad de descarga máxima admisible para un acumulador.

La batería a utilizar será de aleación de plomo-calcio y antimonio, de la marca Atersa,modelo Delta 190, dado que se trata de una instalación fotovoltaica pequeña en la cual

se busca un equilibrio entre la relación calidad precio, se utilizarán tres baterías de 190

Ah, marca Atersa, modelo DELTA 190, con una capacidad total de 570 Ah.

7.3.-REGULADOR

Para determinar las características del regulador debemos tener en cuenta que la

corriente en operación que debe soporta será como máxima la intensidad de

cortocircuito de los módulos multiplicada por el número de módulos en paralelo que en

el caso estudiado es de 6,60 A, de acuerdo con la siguiente ecuación:

cc ppmg I N I ⋅=

Donde:





_ Img, es la intensidad máxima que soporta en régimen nominal por el regulador, en

amperio.

_ Npp, es el número de módulos en paralelo.

_ Icc, es la intensidad de cortocircuito del modulo fotovoltaico, en amperio.

El regulador a elegir debe tener una tensión nominal de 12 V y una intensidad máxima

de 6,60 A, se instalará un regulador marca Atersa, modelo MINO V2 12/24V, con un

rango de intensidad de carga de 0 a 12 A, cuyas característica técnicas y

especificaciones se adjunta en el anexo II de esta memoria.

7.4.- CONDUCTORES

Todos los cables utilizados en la instalación serán de cobre, bipolares con aislamiento

de PVC, bajo tubo enterrado, cuyas secciones y características por tramo se detallan en

la siguiente tabla:

Cables bipolares de cobre, aislamiento PVC

TramoLongitud

Sección

Conductor

Diámetro

exterior Tubo

protector

Instalación

Panel – regulador 5 m 16 mm2 63 mm Enterrado

Regulador –

Acumulador

2,5 m 10 mm2 63 mm Enterrado

Acumulador – línea de

teléfono y radio4 m 6 mm2 50 mm Enterrado

Acumulador – Medidor

de caudal10 m 6 mm2 50 mm Enterrado

Tabla 7.4.- /1 Características de los Conductores de la instalación





En el anejo II de la memoria se detallan los cálculos realizados para el

dimensionamiento de la sección de los cables conductores en los diferentes tramo de la

instalación.

7.5.- PROTECCIONES

El cuadro de mando y protección de la instalación estará constituido por:

_ Interruptor general automático: I.G.A. 2/16A.

_ Interruptor diferencial: I.D. 2P/16A 300mA.

_ Pequeño interruptor automático para la línea del medidor de caudal: P.I.A. 2P/10A.

_ Pequeño interruptor automático para la línea del teléfono y de la radio: P.I.A. 2P/6A.

Además se instalará toma a tierra a fin el limitar la tensión que se pueda presentar en

un momento dado las masas metálicas (paneles solares, regulador, medidos de caudal,

teléfono y radio), asegura la actuación de las protecciones y elimina o disminuir elriesgo que supone una avería en los materiales eléctricos utilizados.

8.- PLAN DE MANTENIMIENTO

El plan de mantenimiento se puede dividir en dos tipos:

_ Mantenimiento preventivo, que es el que se realiza para evitar fallo en la instalación

antes de que estos puedan producirse, es decir, sustitución de elementos de la

instalación que han finalizado su vida útil, garantiza así el funcionamiento al 100 % de la

instalación.

_ Mantenimiento correctivo, es el que se realiza cuando ya se ha producido la avería en

la instalación y su objetivo es solucionar dicho fallo lo antes posible, pues generalmente

implica que la instalación este parada.





El Plan de Mantenimiento Preventivo, que debe fijar las líneas de actuación a realizar,

es decir, el número de inspecciones periódicas, comprobaciones que deben realizarse,

etc. En la tabla siguiente se resumen las acciones a realizar en el Plan de

Mantenimiento Preventivo.

Elemento Operación a realizar Periodicidad

_ Revisión del estado de los cables.

_ Inspección de conexiones y terminales y

pletinas.Cableado yconexiones

_ Comprobación de caídas de tensión en el

cableado de continua.

12 meses

_Situación respecto al proyecto original.Estado de los

módulos _ Limpieza y presencia de daños que afecten

a la seguridad y protección.

12 meses

_ Revisión de daños en la estructura.

_ Deterioro por agentes ambientales

Estructura y

soporte _ Oxidación

12 meses

Acumuladores

o baterías _ Limpieza y engrasado de terminarles 12 meses

_ Medida de caída de tensión entre

terminales.Regulador de

carga _ Inspección visual de funcionamiento de

indicadores

12 meses

_ Estado de los indicadores y alarmasInversores

_ Verificación de la toma a tierra.12 meses

_ Comprobación de la actuación de

interruptores de seguridad.

_ Verificación de fusibles.

Elementos de

seguridad y

protección _ Calibración y limpieza de los medidores.

12 meses






_ Comprobación del funcionamiento y

calibración del sistema de adquisición de

datos.Instalaciones

monitorizadas _ Verificación del sistema de almacenamiento

de los datos.

6 meses

Tabla 8.- / 1 Plan de mantenimiento preventivo de las instalaciones solares

fotovoltaicas autónomas.

Las operaciones de mantenimiento deben incluir:

_ Realización de un informe técnico de cada una de las visitas en el que se

refleje el estado de las instalaciones y las incidencias acaecidas.

_ Registro de las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro de

mantenimiento, en el que constará la identificación del personal de mantenimiento;

Nombre, titulación y autorización de la empresa y la fecha). _ La empresa responsable del plan de mantenimiento deberá realizar programas

específicos para cada uno de los elementos de la instalación, en el que se recogerán

con detalles los pasos a seguir en las visitas y la periodicidad de las comprobaciones.

8.1.- MANTENIMIENTO A REALIZAR POR EL USUARIO

Este tipo de mantenimiento es preventivo y programado y abarca todas las

comprobaciones y verificaciones que se pueden realizar sin necesidad de recurrir a un

técnico cuyos objetivos son:

_ Mantener la instalación en buen estado de conservación y funcionamiento.

_ Detectar a tiempo posibles anomalías o defectos que influyan negativamente en el

rendimiento general de la instalación fotovoltaica y en su servicio.





• Mantenimiento del panel fotovoltaico:

_ Comprobación que no exista sombras que se proyecten sobre los paneles solares.

(Poda de la vegetación colindante, etc...)

_ Inspección visual del estado de los paneles fotovoltaicos, presencia de suciedad u

otras anomalías que deberán ser comunicadas a la empresa responsable del

mantenimiento.

• Mantenimiento de los acumuladores o baterías: Este elemento de la instalación

representa el mayor peligro para cualquier persona que lo manipula, dadas sus

características químicas y eléctricas, por ello es importante que los usuarios de la

instalación no manipulen dicho elementos. Las labores del mantenimiento a realizar por

los usuarios son:

_ Comprobación visual del estado de las baterías, que no existen elemento sobre los

acumuladores que puedan provocar cortocircuitos, que no existen fugas o

sulfataciones en los bornes.

• Mantenimiento del regulador para el acumulador

_ Comprobación visual del correcto funcionamiento a través de los indicadores

luminosos de la pantalla del regulador.

_ Comprobación del estado de sujeción del regulador a fin de detectar posibles

anomalías.

_ Comprobación visual del estado de las diferentes conexiones y cables.

• Mantenimiento de los elementos de protección de la instalación

_ Comprobación del correcto funcionamiento (accionándolos) de los elementos de

protección: Interruptor magnetotérmico, interruptor diferencial.

_ Comprobación visual del estado del cableado

8.2.- MANTENIMIENTO A REALIZAR POR PERSONAL ESPECIALIZADO





Además de las inspecciones y comprobaciones a realizar por el usuario, dentro del plan

de mantenimiento existen diferentes inspecciones y comprobaciones que deben ser

realizaras por personal cualificado.

El mantenimiento que realiza el personal especializado comprende tanto el

mantenimiento preventivo como correctivo, es decir:

_ Mantenimiento preventivo: Visitas periódicas a la instalación, en los plazos acordados

con el usuario, mínimo con carácter anual aunque es aconsejable con carácter

semestral.

_ Mantenimiento correctivo: siempre que sea requerido por el usuario, solución de las

posibles averías y anomalías de la instalación.

Las tareas del mantenimiento preventivo a realizar por el personal especializado son:

• Mantenimiento del generador fotovoltaico

_Al menos una vez al año el técnico deberá comprobar la tensión e intensidad que

proporcional el generador.

_ Comprobar la estanqueidad de las cajas de conexión de los paneles, solucionando

cualquier anomalía que se detecte.

_ Comprobar que la estructura del soporte no presente deterioros u oxidación.

Reajustar o apretar los tornillos de sujeción y anclaje.

_ Comprobar el estado de los diodos de protección de los paneles.

• Mantenimiento del acumulador:

_ Estado de limpieza del acumulador, retirando los restos de suciedad que se presente

especialmente en los bornes para proceder posteriormente al engrasado de los

mismos.





_ Conexión de todos los elementos comprobando el perfecto funcionamiento de cada

terminal.

_ Comprobar a la salida del acumulador la tensión que proporciona.

_ Comprobar en los bornes de cada uno de los acumuladores la tensión.

• Mantenimiento del regulador:

_ Comprobar el corrector funcionamiento del regulador.

_ Limpieza del aparato u armario, sobre todo de las rejillas de ventilación.

_ Comprobar el correcto funcionamiento de las tomas a tierras.

_ Comprobar el estado de las protecciones sustituyendo aquellas que presente

anomalías.

9.- CONSIDERACIONES AMBIENTALES

Esta claro que la utilización de este tipo de energía tiene ventajas medioambientales

considerables: _ Reducción del consumo de recursos perecederos (petróleo, gas, carbón, etc...).

_ Disminución de la contaminación debido a la explotación de recursos naturales.

_ Reduce los inconvenientes de tener que realizar una línea de distribución en zonas

rurales, inaccesibles o apartadas.

Aunque también debemos de considerar que los paneles solares fotovoltaicos requieren

de recursos naturales así como de energía para su fabricación, aunque esta es inferior

a la que producen en su primer año. Por otra parte la vida útil de un módulo fotovoltaico

puede ser de 25 años, aunque esto en el caso de acumuladores, cuya vida útil se

acorta a 12 ó 15 años, además estos elementos de la instalación fotovoltaica contienen

componente altamente contaminantes, por lo que es esencial la correcta gestión de los

residuos contaminantes y peligrosos que se generan.





Por todo esto, podemos concluir diciendo, que la energía solar fotovoltaica no supone

impactos negativos sobre el medio ambiente, siempre y cuando:

_ Se ubiquen en zonas urbanas o rústicas que carezcan de valor medioambiental

considerable, por ejemplo zonas de nichos ecológicos o Hábitats protegidos por la

existencia de especies vegetales o animales relevantes o peligro de extinción. Dentro

de estas zonas de protección priorizar este tipo de energía sobre otras como líneas de

distribución eléctrica que suponen un impacto mayor y desbastador.

_ Realización de los trabajos de mantenimiento a fin de alarga la vida útil de la

instalación.

_ Gestión adecuado de todos los residuos que se generen, tanto peligrosos como no

peligrosos.

La energía solar fotovoltaica es una energía limpia, no contaminante, acorde con el

entorno, inagotable que favorece la independencia energética.

10.- CONSIDERACIONES ECONÓMICAS

Existe la idea generaliza de que la energía fotovoltaica es cara, si bien, habría que

concretar si se trata de una instalación conectada a la red o aislada, ya que en las

instalaciones aisladas es necesario la existencia de acumuladores que almacenen la

energía generada lo que incrementa los costes de dichas instalaciones. Esto no es tan

sencillo, pues en este tipo de instalaciones aisladas para declinar la balanza hacia el

lado viable o no hay que considerar otros aspectos tan relevante y significativo como la

necesidad de acumular la energía producida:

_ La distancia de la instalación solar fotovoltaica aislada a la red general de distribución

de energía eléctrica.

_ La potencia anual producida por la instalación solar fotovoltaica aislada.





En cuanto al primer punto en aquellas zonas donde existe una distancia considerable

(mayor a 1,5 km) al tendido eléctrico general, queda claro que es una opción viable

desde el punto de vista económico. Por otra parte, en aquellas zonas remotas,

inaccesibles o aisladas esta justificado la utilización de este tipo de instalación para la

producción de energía eléctricas.

Cuando la potencia es superior a 5 KW, los costes de una instalación solar fotovoltaica

aislada y un punto de conexión de la red.

Los costes del tendido eléctrico comienza a equipararse cuando la potencia a instalar

es superior a 5 kW, haciendo necesario la consideración del sistema a instalar.

En la tabla siguiente se indica el consumo máximo relacionado con la distancia a la

rede general para que una instalación solar fotovoltaica sea rentable:

Distancia a la red en kilómetros Consumo anual máximo en kWh0,1 400

0,3 750

1 1.600

2 2.500

5 5.200

10 10.000

Tabla 9.- / 1 Consumo máximo anuales según la distancia a la red para que la

instalación fotovoltaica sea rentable.1

Si se tiene en cuenta de forma comparativa el coste global de la energía convencional,

imputándole los gastos derivados de su obtención, sin tener en cuenta las ayudas

oficiales y contemplando los costes medioambientales que genera, la energía

fotovoltaica es mucha más rentable, por tanto, la instalación proyectada tiene una





pequeña potencia y en el caso más desfavorable con una distancia a la red sea de 0,1

km sería rentable.

11.- ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA

Si comparamos la inversión a realizar en el caso de instalación solar fotovoltaica aislada

con la inversión de necesaria para conectar a la red convencional de energía eléctrica,

tal y como se detalla en el anejo III de esta memoria, se pone de manifiesto la viabilidad

económica de la instalación proyectada.

12.-PROGRAMA DE EJECUCIÓN Y PUESTA EN MARCHA

La instalación proyectada se puede dividir en dos principales correspondientes a:

_ Instalación solar fotovoltaica.

_ Pruebas de comprobación y recepción.

Estas tareas se subdividen en otras actividades.

Se ha tenido en cuenta una jornada de ocho horas, con un calendario laboral de lunes a

viernes ambos inclusive, la mano de obra estará compuesta por dos ayudantes y un

oficial, se ha supuesto una fecha de inicio que deberá adoptarse en el caso de

modificación.

En el anejo IV, de la presente memoria se adjunta el Diagrama de Gantt para las tareas

que comprende la instalación proyectada. La duración total es de casi siete días.

13.- PRESUPUESTO

1

Unidad didáctica nº 3, Manual de Energía solar fotovoltaica de SEAS.





Código Naturaleza Ud Resumen Capítulo P.E.M

C1 Capítulo ud Instalación solar fotovoltaica C1 4.560,29

C1.P1 Partida ud Módulos solares Fotovoltaicos C1 1.025,75

C1.P2 Partida udSoportes módulos solares

fotovoltaicos C1 709,50

C1.P3 Partida ud Acumulador C1 1.513,18

C1.P4 Partida ud Regulador C1 111,10

C1.P5 Partida ml Conductor tramo Panel - Regulador C1 221,25

C1.P6 Partida mlConductor tramo Regulador -

Acumulador C1 429,61

C1.P7 Partida mlConductor tramo Acumulador -

Teléfono y radio C1 336,86

C1.P8 Partida mlConductor tramo Acumulador -

Medidor de caudal C1 842,16

C1.P9 Partida ud Puesta a tierra C1 66,53C1.P10 Partida ud Cuadro de mando y protección C1 330,09

C2 Capítulo ud Pruebas y recepción C2 200,00

C2.P1 Partida udPruebas para la recepción de la

instalación C2 200,00

Presupuesto de ejecución material: 4.760,29

Gasto general más beneficio industrial 904,45

Suma (ejecución material, G.G. y B.I) 5.664,74Suma (Ejecución material, G.G y B.I) 5.664,74

IVA (18 %) 1.019,65

Total presupuesto por general de ejecución por contrata 6.684,39

El presupuesto de ejecución por contrata para instalación solar fotovoltaica aislada para

la alimentación de un medidor de caudal (sonda, teléfono y radio) asciende a la





cantidad de seis mil seiscientos ochenta y cuatro euros con treinta y nueve céntimos de

euro.

Hervás, Octubre de 2.011

Fdo. Patricia Valle Corriols





ANEJO I: DIMENSIONAMIENTO GLOBAL DE LA INSTALACIÓN





ÍNDICE

- página-

1.1.- NECESIDADES DE ENERGÍA DIARIA................................................ 28

1.2.- CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LOS PANELES.............................. 29

1.2.1.-CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN,

INCLINACIÓN Y SOMBRAS............................................................33

1.2.2.- ELECCIÓN DEL TIPO DE PANEL A INSTALAR............................. 34

1.2.3.- UNIÓN DE PANELES SOLARES.................................................... 341.2.4.- SOPORTES 35

1.3.- DIMENSIONAMIENTO DEL ACUMULADOR...................................... 35

1.3.1.- ELECCIÓN DEL ACUMULADOR A INSTALAR............................... 37

1.4.- RESUMEN............................................................................................ 38

1.5.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS....................................................... 38





1.1.- NECESIDAD DE ENERGÍA DIARIA

Para la alimentación del medidor de caudal y nivel de agua de ríos, incluyendo la sonda

de nivel, fax para enviar los datos recogidos y transmisión por radios será necesario

determinar el consumo o demanda de energía diaria.

Datos:

_ El medidor de caudal y nivel de agua de ríos tiene una potencia de 100W.

_ El tiempo de trabajo del medidor (sonda) es de 15 minutos cada 6 horas, en total, 90

minutos o 1,5 horas.

_ El teléfono / fax tiene una potencia de 15 W.

_ El tiempo de trabajo del teléfono / fax es de 5 minutos cada 4 horas, en total 30

minutos ó 0,5 horas.

_ La potencia de la radio es de 35 W.

_ El tiempo de trabajo de la radio es de 15 minutos cada 8 horas, en total 45 minutos o

0,75 horas.

Consumo de energía diaria

Aparato Potencia Tiempo de trabajo Consumo diario

Medidor de caudal y nivel

de agua 100 W 1,50 horas 0.1500 kWh/día

Teléfono / fáx 15 W 0,50 horas 0.0075 kWh/día

Radio 35 W 0,75 horas 0.0263 kWh/día

Potencia Total diaria (P): 165 W Consumo Medio diario /Et) 0.1838 kW/día

Tabla 1.1.- /1 Consumo diario de energía.

La potencia total de uso es de 140 W y el consumo medio diario de (Et) 0.1838 kW/día.





1.2.- CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LOS PANELES

El factor global de rendimiento de la instalación se determina:

vcb

d

avcb k k k P

N k k k k R −−−⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅−−−−= )1(1

Donde;

_ kb, coeficiente de pérdidas por rendimiento en el acumulador, este valor está

comprendido entre 0,05 si no se precisan descargas intensas y 0,1 para casos más

desfavorables.

_ ka, coeficiente de autodescarga, que dependerá del tipo de batería.

_ kc, coeficiente de pérdidas del convertido.

_ kv, coeficiente de otras pérdidas (rendimiento global de toda la red de consumo,

pérdidas por efecto Joule, etc..)

_ N es el número máximos de días de autodescarga.

Provincia Máximo Normal Mínimo

Cáceres 19 15 11

Tabla1. 2.-/1 Número máximo de días de autodescarga (N)

_ Pd es la profundidad de descarga máxima admisible para cada tipo de acumulador.

Datos:

_ Coeficiente de pérdidas por rendimiento en el acumulador, kb, es 0,05.

_ Coeficiente de autodescarga, ka para baterías de plomo – calcio es de 2x10-3

_ Coeficiente de pérdidas del convertido, kc, tomará un valor de kc = 0

_ Coeficiente de otras pérdidas, kv, tomará un valor de kv = 0,15

_ El número máximo de días de autodescarga, N, es 15





_ La profundidad de descarga máxima admisible para un acumulador de Pb-Ca será Pd

= 0,65.

( ) 76,015,0005,065,0

15002,015,0005,011

)1(1

=→−−−⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅⋅−−−−=

−−−⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅−−−−=

R R

k k k P

N k k k k R vcb

d

avcb

La energía necesaria diaria teniendo en cuenta las diferente pérdidas queda

determinada por la siguiente ecuación:

R

E E t =

Donde;

E, es la energía necesaria diaria en (kWh)

Et, es la consumo medio diario en kWh.

R, es el factor global de rendimiento de la instalación.

Datos:

_ El consumo medio diario (Et) es de 0,18 kWh.

_ El rendimiento de la instalación R es de 0,76

kWh E kWh

E R

E E t 24,0

76,0

18,0

=→=→=

La energía (Ep) originada en los paneles se determina teniendo en cuenta que es la

energía que llega al acumulador más las pérdidas que se producen, es decir;





9.0

E E p =

Donde:

_ Ep, es la energía originada en los paneles en kWh.

_ E es la energía necesaria teniendo en cuenta las pérdidas en kWh.

Datos:

_ La energía necesaria teniendo en cuenta las pérdidas (E) es de 0,24 kWh.

kWh E kWh

E E

E pP p 27,0

9,0

24,0

9.0

=→=→=

Las horas de sol pico se determina:

kH PS H 2778,0.. =

Donde:

H.S.P, horas de sol pico.

k, Factor de corrección K para superficies inclinadas. Representa el cociente entreenergía incidente en un día sobre una superficie orientada hacia el ecuador e inclinada

un determinado ángulo y otra horizontal.

H, es la energía en Mj que incide sobre un m2 de superficie horizontal en un día medio

de cada mes.

Datos:

- Uso de la instalación anual.

- Ubicación: Hervás (Cáceres

- Inclinación de la instalación, uso todo el año; 15º más la latitud.

Provincia Localidad Altitud (m) Latitud (º)

Cáceres Cáceres 200 40,7º

Tabla 1.3.-/1 Altitud, latitud y temperatura mínima





- Latitud; 40,7º≈41º

- Instalación de carácter anual, inclinación de 15º más la latitud: 56º

La energía solar aprovechable E es la incidencia en un día medio de cada mes por

cada m2 de superficie inclinada de colectores, en función de la irradiación horizontal

media H por mes y ubicación considerada.

Si tenemos en cuenta que la instalación se ubica en una zona de montaña donde el aire

es de calidad, la corrección del factor f = 1,05 y H para el mes más desfavorables será:

` H f H ⋅=

El factor de corrección (k) se obtiene, en función de la latitud e inclinación, latitud 41º e

inclinación 56º.

Meses H (Mj/m2)

Hcorregido

(Mj/m2)

f H H ⋅=̀

KH.S.P.

kH PS H 2778,0.. =

Enero 6,80 7,14 1,40 2,78

Febrero 10,00 10,50 1,27 3,70

Marzo 14,70 15,44 1,10 4,72

Abril 19,60 20,58 0,94 5,37

Mayo 22,10 23,21 0,82 5,29

Junio 25,10 26,36 0,78 5,71

Julio 28,10 29,51 0,82 6,72 Agosto 25,40 26,67 0,95 7,04

Septiembre 19,70 20,69 1,15 6,61

Octubre 12,70 13,34 1,38 5,11

Noviembre 8,90 9,35 1,54 4,00

Diciembre 6,60 6,93 1,52 2,93

Tabla 1.3.-/2.- Horas de sol pico.





El mes más desfavorable corresponde a enero con un número de horas pico de 2,78.

El número de paneles será se determina a partir de la siguiente ecuación:

)..(º

PS H P

E paneles N

p=

Donde:

_Nº paneles, son el número de paneles.

_ Ep, es la energía necesaria teniendo en cuenta las pérdidas en kWh.

_ P, es la potencia del panel solar, en funcionamiento teniendo en cuenta las posibles

pérdidas.

_ H.S.P., número de horas picos.

Datos:

_ La energía necesaria teniendo en cuenta las pérdidas es de 0,27 kWh, ó 269 Wh.

_ La potencia de los paneles a utilizar es de 20 W (Modulo fotovoltaico compacto de

pequeña potencia de células monocristalinas A-20J.) En el apartado 1.5.- de este anejose incluyen las especificaciones técnicas de los módulos a utilizar en la instalación.

_ El número de horas de sol pico es de 2,78.

paneles paneles N hW

Wh paneles N

PS H P

E paneles N

p583,4º

78,220

269º

)..(º ≈=→

⋅=→=

1.2.1.- CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN, INCLINACIÓN Y

SOMBRAS

En la instalación proyectada no se producirán perdidas por orientación y/o inclinación.

Por otra parte la zona donde se ubica la instalación carece de elementos que puedan

provocar sombras sobre los colectores solares.





1.2.2.- ELECCIÓN DEL TIPO DE PANEL A INSTALAR

Para la elección de este tipo de módulo fotovoltaico, se ha tenido en cuenta que los

equipos electrónicos alimentar son de pequeña potencia, y están ubicados en zona

alejada de núcleos urbanos, por ello se instalarán paneles solares fotovoltaicos de la

marca Atersa, modelo A-20J, cuyas características técnicas se resumen en la siguiente

tabla y cuyas especificaciones técnicas están incluidas en el apartado 1.5.- de esta

anejo.

Características eléctricas:

Potencia en W (en prueba ± 10%) PM 20 W

Corriente Punto de máxima potencia imp 1,21 A

Tensión Punto de Máxima potencia. Vimp 16,8 V

Corriente en cortocircuito isc 1,32 A

Tensión de circuito abierto Voc 21,7 V

Máxima tensión del sistema Vmax 600 VTabla 1.3.1/1.- Características eléctricas módulos fotovoltaicos.

1.2.3.- UNIÓN DE PANELES SOLARES

Para obtener la tensión necesarias para la instalación, 12 V, la conexión de los cinco

paneles se realizará en paralelo, de manera que la tensión del circuito sea 12 V y la

intensidad corresponderá a la suma de la intensidad de todos los paneles solares

fotovoltaicos.





Figura 1.3.1.-/1 Conexión en paralelo de 5 paneles de 12 V.

1.2.4.- SOPORTES

Para sujetar a los módulos fotovoltaicos se utilizará estructura de la marca Atersa

modelo Tipo H, para 1 módulos A- 20J. La estructura es de acero galvanizado en

caliente (norma UNE 37-501 y UNE 37-508) que cumple con los espesores mínimos

exigidos según la norma UNE EN ISO 1461. la tortillería a utilizar será galvanizado o de

acero inoxidable cumpliendo la norma MV-106.

El recubrimiento galvanizado cuenta con la característica de estar unidometalúrgicamente al acero base, por lo que posee una excelente adherencia, con un

recubrimiento aproximado de 80 micras. Las estructuras han sido son calculadas según

C.T.E, acciones de zona eólica tipo C (104,4 km/h, carga de nieve zona III (700 m).

1.3.- DIMENSIONAMIENTO DEL ACUMULADOR

La capacidad útil de la batería se determina de acuerdo a la siguiente ecuación:





N E C u

⋅=

Donde:

_Cu, es la capacidad útil de la batería en kWh.

_ E, es la energía necesaria diaria en kWh.

_ N es el número máximos de días de autodescargas

Datos:

_ La energía necesaria diaria E es de 0,24 kWh.

_ N es el número máximos de días de autodescarga, si la instalación está ubicada en

Cáceres será, N = 15 días

kWhC díaskWhC N E C uuu 60,31524,0 =→⋅=→⋅=

La tensión es de 12 V, por lo que la capacidad útil, expresada en (Ah) es:

Datos:

_ La capacidad útil (Cu) es de 3,60 kWh ó 3.600 Wh . _ Tensión (V), 12 V.

AhC V

WhC uu 300

12

600.3=→=

La capacidad nominal máxima se determina de acuerdo a la siguiente ecuación;

d

u

P

C C =

Donde:

_ C, es la capacidad nominal en Ah.

_ Cu, es la capacidad útil en Ah.

_ Pd, es la profundidad de descarga máxima admisible para un acumulador.

Datos:





_ La capacidad útil Cu, 300 Ah.

_ Pd, es la profundidad de descarga máxima admisible para un acumulador de Pb-Ca

será Pd = 0,65.

AhC Ah

C P

C C

d

u 54,46165,0

300=→=→=

1.3.1.- ELECCIÓN DEL ACUMULADOR A INSTALAR

La capacidad nominal máxima que debe tener el acumulador será 461,54 Ah.

La batería a utilizar será de aleación de plomo-calcio y antimonio, de la marca Atersa,

modelo Delta – 80 ó Delta 190, dado que se trata de una instalación fotovoltaica

pequeña en la cual se busca un equilibrio entre la relación calidad precio.

Para determina el número y elección de las baterías a utilizar se detallan en la siguiente

tabla las características de estas baterías:

Dimensiones (mm)Peso

(Kg)TipoCapacidad

Ah en C100Tensión

Ancho Largo Alto

DELTA 80 80 12 V 175 242 186 16

DELTA 190 190 12 V 170 340 270 30

Tabla 1.2.1.-/1 Características acumulador Pb-Ca.

El número y elección de las baterías a instalar se determina en la siguiente tabla:





Denominación bateríaCapacidad Ah en

C100

Nº de

baterías

DELTA 80 80 5,77 ≈ 6

DELTA 190 190 2,43 ≈ 3

Tabla 1.2.1.-/2 Elección tipo acumulador y números de acumulador necesario.

Se opta por la elección de tres baterías de 190 Ah, marca Atersa, modelo DELTA 190.

1.4.- RESUMEN

Las necesidades de energía para el funcionamiento del medidor de caudal y nivel de

agua de los ríos, teléfono / fax y radio son 0,1788 kW / día, con una potencia total de

uso de 140W.

Para cubrir las necesidades demandad se utilizará un acumulador de Ni-Cd, siendo

necesaria una capacidad útil de 3,76 kWh y la nominal máxima de 391,79Ah.

El número de paneles necesarios para cubrir la energía demandada teniendo en cuenta

las pérdidas (Ep = 0,26 kWh) y el número de horas picos (H.S.P: 2,76 h) es de cinco,

con una potencia por panel de 20 W. Los paneles a instalar serán de la marca Atersa,

modelo A-20J con células monocristalinas.

1.5.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS





PANEL SOLAR FOTOVOLTAICO













SOPORTES DE LOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS









ACUMULADOR









ANEJO II: CÁLCULO DE LOS ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN





ÍNDICE

- página-

2.1.- DIMENSIONAMIENTO DEL REGULADOR......................................... 48

2.1.1.- ELECCIÓN DEL REGULADOR A INSTALAR............................... 49

2.1.2.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL REGULADOR................. 50

2.2.-DIMENSIONAMIENTO DE LOS CONDUCTORES DE LA

INSTALACIÓN......................................................................................55

2.2.1.- TRAMO REGULADOR – ACUMULADOR..................................... 56

2.2.2.- TRAMO REGULADOR –ACUMULADOR..................................... 57

2.2.3.- TRAMO ACUMULADOR- TELÉFONO Y RADIO........................... 59

2.2.4.- TRAMO ACUMULADOR – MEDIDOR DE CAUDAL...................... 61

2.2.5.-RESUMEN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS

CONDUCTORES DE LA INSTALACIÓN.......................................62

2.3.- PROTECCIONES DE LA INSTALACIÓN............................................ 632.3.1.- PROTECCIONES FRENTE A SOBREINTENSIDADES............... 63

2.3.2.- PROTECCIONES FRENTE A SOBRETENSIONES..................... 64

2.3.3.-PROTECCIONES FRENTE A CONTACTOS DIRECTOS O

INDIRECTOS..................................................................................64

2.3.4.- PUESTA A TIERRA........................................................................ 65





2.1.- DIMENSIONAMIENTO DEL REGULADOR

El regulador es el dispositivo encargado de proteger la batería frente a sobrecargas y

sobredescargas, además de otras funciones que pueden ser desarrollada por este

elemento de la instalación o por otros elementos, para determinar el sistema de

regulación y elección del mismo, debemos tener las siguientes recomendaciones:2

_ Protección de la batería contra sobrecargas.

_ Protección de la batería contra descargas excesivas mediante la desconexión

automática de la carga.

_ Reconexión automática o manual.

_ Sistema de alarma por baja carga de la batería.

_ Desconexión manual de alarma.

_ Es recomendable la incorporación de un contador de amperios-horas para el campo

de paneles.

_ Es recomendable la incorporación de un contador de amperios-horas para elconsumo por carga.

_ Debe producir desconexión a la carga cuando la tensión en bornes sea la

correspondiente al 70% de la profundidad máxima de descarga admisible y el aviso

acústico al 50 %.

_ Dimensionamiento de la instalación teniendo en cuenta un factor de seguridad de 10

% entre la potencia máxima producida y la del regulador.

_ Utilización del número mínimo de reguladores posibles.

Para determinar las características del regulador debemos tener en cuenta que la

corriente en operación que debe soporta será como máxima la intensidad de

cortocircuito de los módulos multiplicada por el número de módulos en paralelo:

cc ppmg I N I ⋅=

2(Recomendaciones recogidas en el manual SEAS. Energía Solar Fotovoltaica, Ud. 3, apartado 3.2.1)





Donde:

_ Img, es la intensidad máxima que soporta en régimen nominal por el regulador, en

amperio.

_ Npp, es el número de módulos en paralelo.

_ Icc, es la intensidad de cortocircuito del modulo fotovoltaico, en amperio.

Datos:

_ El número de módulos en paralelo es cinco.

_ La intensidad de cortocircuito del modulo fotovoltaica a instalar es de 1,32 A. (En el

Anejo I, apartado 1.5.- se detallan las características de los paneles a instalar).

A I A I I N I mgmgcc ppmg 60,632,15 =→⋅=→⋅=

La intensidad máxima que debe soporta el regulador será 6,60 A.

2.1.1.- ELECCIÓN DEL REGULADOR A INSTALAR

La instalación estudiada se caracteriza por ser de pequeña potencia, por ello se opta

por la instalación de regulador de la marca Atersa, modelo MINO V2, del cual existen

dos versiones, cuyas características se indican a continuación:

Características eléctricas

Modelo MINO V2 12/24V 15 MINO V2 12/24V 30Tensión nominal 12 / 24 V 12 / 24 V

Consumo típico 6 mA 6 mA

Rango intensidad de carga 0 – 12 A 0 – 21 A

Rango de intensidad de

consumo0 – 16 A 0 – 28 A

Tabla 2.1.1.- / 1 Características eléctricas del regulador.





El regulador a elegir debe tener una tensión nominal de 12 V y una intensidad máxima

de 6,60 A, de los modelos propuestos el que más se ajusta a las necesidades es MINO

V2 12/24V, con un rango de intensidad de carga de 0 a 12 A.

Imagen 2.1.1.- /1 Esquema conexión panel, regulador, acumulador.

2.1.2.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL REGULADOR





















2.2.- DIMENSIONAMIENTO DE LOS CONDUCTORES DE LA INSTALACIÓN

La instalación proyectada se caracteriza por subdividirse en varios tramos, el primero de

ello comprende la conexión entre los módulos fotovoltaicos y los acumuladores, el

siguiente tramo conectará los acumuladores con el medidor de caudal y por otra parte

el acumulador con el teléfono y con la radio.

La sección de los conductores a utilizarse determinará de forma que la caída de tensión

entre el origen de la energía y los diferentes tramo de la instalación sea la recogida en

la siguiente tabla:

Tramo Caída máxima tensión

Paneles solar – acumulador 1 %

Acumulador – Convertidor 1 %

Línea principal – iluminación 3 %

Línea principal - equipos 5 %

Tabla 2.2.- / 1 Caída de tensión admisible

La sección necesaria de los conductores en los diferentes tramos de la instalación se

obtiene de la siguiente ecuación:

V

i L

S Δ⋅⋅

=ρ

2

Donde:

_ S, es la sección del hilo conductor. (mm2)

_ ρ, es la resistividad del conductor.

_ L, la longitud o distancia del extremo a extremo del cable conductor (m).

_ i, es la intensidad de corriente (A)

_ ΔV, tensión entre A y B (V)





2.2.1.- TRAMO MÓDULOS FOTOVOLTAICOS - ACUMULADORES

Este tramo se considera con línea de distribución, aplicando lo recogido en el

Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (R.D. 842 / 2002 de 2 de agosto de 2002),

ITC – BT – 007: los conductores de los cables utilizados en las líneas subterráneas

serán de cobre o aluminio, en nuestro caso serán cables de cobre bipolares, con

aislamiento de PVC, estarán aislados con mezclas apropiadas de compuesto

poliméricos, además de estar protegidos contra la corrosión que pueda provocar el

terreno donde se instalen, además de tener la resistencia mecánica suficiente para

soportar los esfuerzos a que puedan estar sometidos.

La tensión asignada no será inferior a 0,60 / 1 kV, deberán cumplir los requisitos

especificados en la parte correspondiente de la norma UNE – HD 603. La sección de

estos conductores será la adecuada a las intensidades y caídas de tensión previstas y,

en todo caso, esta sección no será inferior a 6 mm2 para conductores de cobre y de 16

mm2

para conductores de aluminio.

Datos:

_ ρ, es la resistividad del conductor que es cobre:m

mm2

018,0×Ω

_ La longitud de los conductores de los paneles al regulador es de 5 m.

_ i, la intensidad de corriente será la suma de potencia de cada panel solar dividida por

la tensión: es de 8,33 A.

_ ΔV, tensión entre A y B, la tensión es de 12 V, la caída de tensión máxima permitida

para este tramo es de 1 %, ΔV = 0,12 V

250,12

12,0

33,85018,022 mmSS

V

i LS =→

⋅⋅=→

Δ⋅⋅

=ρ





El tramo de la instalación de conexión entre los módulos fotovoltaicos y los

acumuladores estará constituido por cables de cobre bipolares con aislamiento de PVC,

con una sección igual a 16 mm2.

La intensidad máxima previsible de la instalación se corresponderá con la corriente de

cortocircuito incrementada en un 25 %, es decir, 10,41 A.

La intensidad máxima admisible en los conductores de tipo enterrado bajo tubo queda

indicada en el apartado 3.1.2 y 3.1.3. de la ITC – BT – 007 del Reglamente

Electrotécnico para Baja Tensión. Para la sección adoptada (16 mm2) y cables de cobre

bipolares de aislamiento en PVC es de 110 A.

Los cables se instalarán en canalizaciones enterradas. Los tubos protectores

cumplirán lo establecido en la norma UNE – EN 50.086 2- 4 y sus características

mínimas serán, para las instalaciones ordinarias, las indicadas en la tabla 8 de la ITC –

BT- 021 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

Los tubos deberán tener un diámetro que permita el fácil alojamiento y extracción de los

cables o conductores aislados, estos diámetros mínimos se establecen en la tabla 9 de

la ITC – BT – 021 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. El diámetro exterior

del tubo para el alojamiento de los conductores de cobre bipolar de 10 mm2 de sección

será de 63 mm.

La sección del neutro será la misma que la del conductor, tal y como indica la ITC – BT-

07 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

2.2.2.- TRAMO REGULADOR –ACUMULADOR

Este tramo, al igual que el anterior se considera con línea de distribución, aplicando lo

recogido en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (R.D. 842 / 2002 de 2 de

agosto de 2002), ITC – BT – 007: los conductores de los cables utilizados en las líneas





subterráneas serán de cobre o aluminio, en nuestro caso serán cables de cobre

bipolares, con aislamiento de PVC, estarán aislados con mezclas apropiadas de

compuesto poliméricos, además de estar protegidos contra la corrosión que pueda

provocar el terreno donde se instalen, además de tener la resistencia mecánica

suficiente para soportar los esfuerzos a que puedan estar sometidos.

La tensión asignada no será inferior a 0,60 / 1 kV, deberán cumplir los requisitos

especificados en la parte correspondiente de la norma UNE – HD 603. La sección de

estos conductores será la adecuada a las intensidades y caídas de tensión previstas y,

en todo caso, esta sección no será inferior a 6 mm2 para conductores de cobre y de 16

mm2 para conductores de aluminio.

Datos:


mm2

018,0×Ω

_ La distancia desde el regulador al acumulador es de 2,5 m.

_ i, la intensidad de corriente será la suma de potencia de cada panel solar dividida porla tensión: es de 8,33 A.



225,6

12,0

33,85,2018,022 mmSS

V

i LS =→

⋅⋅=→

Δ⋅⋅

=ρ

El tramo de la instalación de conexión entre el regulador y los acumuladores estará

constituido por cables de cobre bipolares con aislamiento de PVC, con una sección

igual a 10 mm2.

La intensidad máxima previsible de la instalación se corresponderá con la corriente de

cortocircuito incrementada en un 25 %, es decir, 10,41 A.





La intensidad máxima admisible en los conductores de tipo enterrado bajo tubo queda

indicada en el apartado 3.1.2 y 3.1.3. de la ITC – BT – 007 del Reglamente

Electrotécnico para Baja Tensión. Para la sección adoptada (10 mm2) y cables de cobre

bipolares de aislamiento en PVC es de 85 A.

Los cables se instalarán en canalizaciones enterradas. Los tubos protectores

cumplirán lo establecido en la norma UNE – EN 50.086 2- 4 y sus características

mínimas serán, para las instalaciones ordinarias, las indicadas en la tabla 8 de la ITC –

BT- 021 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

Los tubos deberán tener un diámetro que permita el fácil alojamiento y extracción de los

cables o conductores aislados, estos diámetros mínimos se establecen en la tabla 9 de

la ITC – BT – 021 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. El diámetro exterior

del tubo para el alojamiento de los conductores de cobre bipolar de 10 mm2 de sección

será de 63 mm.



2.2.3.- TRAMO ACUMULADOR- LÍNEA DE TELÉFONO Y RADIO

Este tramo se considera con parte de la instalación interior o receptor, aplicando lo

recogido en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, ITC – BT – 019 y ITC – BT

–20.

Los conductores y cables que se emplearan en este tramo de la instalación serán

cables bipolares de cobre, asilados con PVC.

La sección de los conductores a utilizar se determinará de forma que la caída de

tensión entre el origen de la instalación y el punto de utilización del 5 %.





Datos:


mm2

018,0×Ω

_ La distancia del acumulador a la línea de teléfono y radio es de 4 m.

_ i, la intensidad de corriente será la demandada por los equipos, es decir la suma de

potencia del teléfono y radio dividido por la tensión: 3,75 A.



290,0

60,0

75,34018,022 mmSS

V

i LS =→⋅⋅=→

Δ⋅⋅=

ρ

El tramo de la instalación de entre los acumuladores y el punto de utilización para el

teléfono y la radio será de cobre, bipolar con una sección de 6 mm2.

La intensidad máxima admisible queda determinada en la tabla 1 de la ITC – BT –019,

para una sección de 6 mm2

, cables multiconductores en tubo en montaje superficial oempotrados en obra es de 32 A.



Los conductores serán cables bipolares de cobre (sección 6 mm2), aislado bajo tubo

enterrado, cuya tensión asignada no será inferior a 450 / 750 V (ITC –BT- 019

Reglamento Electrotécnico de baja Tensión) y los tubos se instalarán en canalizaciones

enterradas cumpliendo la norma UNE –EN 50.086 2 –4 y las características mínimas

indicadas en la tabla 8 de la ITC – BT – 024 del Reglamento Electrotécnico de Baja

Tensión. El diámetro del tubo será tal que permita alojar y extraer fácilmente a los

cables estando en función del número y sección de los conductores o cables a

conducir, para nuestro caso el diámetro mínimo será de 50 mm.





2.2.4.- TRAMO ACUMULADOR – MEDIDOR DE CAUDAL

Este tramo se considera con parte de la instalación interior o receptor, aplicando lo

recogido en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, ITC – BT – 019 y ITC – BT

–20.

Los conductores y cables que se emplearan en este tramo de la instalación serán

cables bipolares de cobre, asilados con PVC.

La sección de los conductores a utilizar se determinará de forma que la caída de

tensión entre el origen de la instalación y el punto de utilización del 5 %.

Datos:


mm2

018,0×Ω

_ La distancia del acumulador al medidor es de 10 m. _ i, la intensidad de corriente será la demandada por el medidor del caudal, es decir, la

potencia dividida por la tensión: 8,33 A



299,460,0

33,810018,022 mmSS

V

i LS =→

⋅⋅=→

Δ⋅⋅

=ρ

El tramo de la instalación de entre los acumuladores y el punto de utilización para el

medidor de caudal, será de cobre, bipolar con una sección de 6 mm2.

La intensidad máxima admisible queda determinada en la tabla 1 de la ITC – BT –019,

para una sección de 6 mm2, cables multiconductores en tubo en montaje superficial o

empotrados en obra es de 32 A.







Los conductores serán cables bipolares de cobre (sección 6 mm2), aislado bajo tubo

enterrado, cuya tensión asignada no será inferior a 450 / 750 V (ITC –BT- 019

Reglamento Electrotécnico de baja Tensión) y los tubos se instalarán en canalizaciones

enterradas cumpliendo la norma UNE –EN 50.086 2 –4 y las características mínimas

indicadas en la tabla 8 de la ITC – BT – 024 del Reglamento Electrotécnico de Baja

Tensión. El diámetro del tubo será tal que permita alojar y extraer fácilmente a los

cables estando en función del número y sección de los conductores o cables a

conducir, para nuestro caso el diámetro mínimo será de 50 mm.

2.2.5.- RESUMEN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES D ELA

INSTALACIÓN

La instalación proyectada se divide en cuatro tramos de conductores cuyascaracterísticas; material, sección, número de cable, protección, instalación, neutro y

toma a tierra se definen en la siguiente tabla:


TramoLongitud

Sección

Conductor

Diámetro

exterior Tubo

protector

Instalación

Panel – regulador 5 m 16 mm2 63 mm Enterrado

Regulador –

Acumulador2,5 m 10 mm2 63 mm Enterrado

Acumulador – línea de

teléfono y radio4 m 6 mm2 50 mm Enterrado

Acumulador – Medidor 10 m 6 mm2 50 mm Enterrado






TramoLongitud

Sección

Conductor

Diámetro

exterior Tubo

protector

Instalación

de caudal

Tabla 2.2.5.- /1 Características de los Conductores de la instalación

2.3.- PROTECCIONES DE LA INSTALACIÓN

Las protecciones previstas para la instalación proyectadas son para sobreintensidades

(sobrecargas, cortocircuitos y descargas eléctricas atmosféricas), sobretensiones y

contactos directos e indirectos.

2.3.1.- PROTECCIONES FRENTE A SOBREINTENSIDADES

El Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, define en la ITC – BT – 022 lasdirectrices para la protección frente a sobreintensidades de todo circuito, como:

_ Sobrecargas debida a los aparatos de utilización o defecto de asilamiento de gran

impedancia.

_ Cortocircuitos.

_ Descargas eléctricas atmosféricas.

Por tanto, la instalación proyectada debe estar protegida frente a sobrecargas y

cortocircuitos, los elementos a emplear serán:

• Para la protección contra sobrecargas se utilizará interruptor automático

omnipolar con curva térmica de corte: I.G.A 2P/ 16 A.





• Para la protección contra cortocircuitos se utilizará interruptor automático con

sistema de corte omnipolar y además para cada unos de los circuitos derivados del

principal (Línea del medidor de caudal y línea del teléfono y la radio) se instalará un

pequeño interruptor automático. P.I.A. 2P/10 A (Línea del medidor de caudal) y P.I.A.

2P/6 A (línea teléfono y radio).

Todos estos elementos de protección se instalarán en el cuadro de protección y mando

2.3.2.- PROTECCIÓN FRENTE A SOBRETENSIONES

La ITC- BT- 023 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión estable las directrices

para la protección de la instalación contra sobretensiones.

Las sobretensiones se pueden producir por descargas atmosféricas, conmutaciones de

redes, defecto de las mismas.

En nuestro caso los equipos alimentar se caracterizan por pertenecer a la Categoría I,es decir, equipos muy sensibles a las sobretensiones.

En la instalación proyectada se prevé un bajo riesgo de sobretensiones debido a que la

alimentación se realiza con red subterránea.

2.3.3.- PROTECCIÓN FRENTE A CONTACTOS DIRECTOS O INDIRECTOS

La ITC- BT- 024 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión estable las directrices

para la protección de la instalación contra contactos indirectos y directos.

La instalación proyectada esta constituida por cables bipolares de cobre, con

aislamiento de PVC, dispuesto en tubos enterrados.

Se instalará un interruptor diferencial (I.D. 2P/16 A 300mA) que ofrezcan protección a

las personas y animales frente a contactos directos e indirectos.





2.3.4.- PUESTA A TIERRA

Además se instalará toma a tierra a fin el limitar la tensión que se pueda presentar en

un momento dado las masas metálicas, asegura la actuación de las protecciones y

elimina o disminuir el riesgo que supone una avería en los materiales eléctricos

utilizados (ITC – BT – 018).

La puesta o conexión a tierra es la unión eléctrica directa, sin fusibles ni protección, del

circuito eléctrico o conductor del mismo, con un electrodo enterrado en el suelo, con la

instalación de la puesta a tierra se pretende que el conjunto de la instalación no sufra

diferencias de potencia peligrosas, permitiendo el paso a tierra de las corrientes de

defecto o las descargas de origen atmosférico.

La sección de los conductores de tierra tiene que satisfacer las prescripciones de la

Tabla 2.2.- / 1 Sección mínima de los conductores de protección (Tabla 2 ITC – BT-

019), y cuando este enterrados deberán estar de acuerdo a lo indicado en la siguientetabla (Tabla 1 ITC – BT- 018):

TipoProtegido

mecánicamente

No protegido

mecánicamente

16 mm2 CobreProtegido contra la

corrosión* Tabla 2 ITC – BT- 019

16 mm2 Acero galvanizado

25 mm2 CobreNo protegido contra la

corrosión* 50 mm2 Hierro

* La protección contra la corrosión puede obtenerse mediante una envolvente.

Tabla 2.2.5.- /1 Sección mínima convencional de los conductores a tierra.

En toda la instalación de puesta a tierra debe preverse un borne principal de tierra, al

cual deben unirse los conductores siguientes:





_ Los conductores de tierra.

_ Los conductores de protección.

_ Los conductores de unión equipotencial principal.

_ Los conductores de puesta a tierra funcional, si son necesarios.





ANEJO: PLAN DE MANTENIMIENTO DE LA INSTALACIÓN





ÍNDICE

- página-

31.- INTRODUCCIÓN................................................................................... 69

3.2.- PLAN DE MANTENIMIENTO................................................................ 69

3.2.1.-TAREAS A REALZAR POR EL USUARIO DE LA

INSTALACIÓN Y PERSONAL ESPECIALIZADO.........................71

3.2.1.1.- MANTENIMIENTO A REALIZAR POR EL USUARIO....... 72

3.2.1.2.-MANTENIMIENTO A REALIZAR POR PERSONAL

ESPECIALIZADO...............................................................73





3.1.- INTRODUCCIÓN

En general los sistemas fotovoltaicos necesitan poco mantenimiento, debido a que no

presentan partes móviles, combustibles, etc..,. pero para garantizar la fiabilidad,

durabilidad y disponibilidad de servicio es necesario desarrollar un programa de revisión

comprobación para mantener las instalaciones en un estado de funcionamiento

correcto.

El plan de mantenimiento se puede dividir en dos tipos:

_ Mantenimiento preventivo, que es el que se realiza para evitar fallo en la instalación

antes de que estos puedan producirse, es decir, sustitución de elementos de la

instalación que han finalizado su vida útil, garantiza así el funcionamiento al 100 % de la

instalación.

_ Mantenimiento correctivo, es el que se realiza cuando ya se ha producido la avería enla instalación y su objetivo es solucionar dicho fallo lo antes posible, pues generalmente

implica que la instalación este parada.

3.2.- PLAN DE MANTENIMIENTO

El objetivo de este anejo es definir el Plan de Mantenimiento Preventivo, que debe fijar

las líneas de actuación a realizar, es decir, el número de inspecciones periódicas,

comprobaciones que deben realizarse, etc.

Elementos a comprobar

Generadores fotovoltaicos (soportes y panel) Si

Regulador Si

Acumulador Si

Inversor Si





Elementos a comprobar

Elementos de protección Si

Cableado y conexiones Si

Conexión a la red No

Tabla 3.2.- /1 Elementos a comprobar en cada una de las instalaciones.

En la tabla siguiente se resumen las acciones a realizar en el Plan de Mantenimiento

Preventivo.

Instalaciones fotovoltaicas autónomas


_ Revisión del estado de los cables.

_ Inspección de conexiones y terminales y

pletinas.Cableado y

conexiones _ Comprobación de caídas de tensión en el

cableado de continua.

12 meses

_Situación respecto al proyecto original.Estado de los

módulos _ Limpieza y presencia de daños que afecten

a la seguridad y protección.

12 meses

_ Revisión de daños en la estructura.

_ Deterioro por agentes ambientalesEstructura y

soporte _ Oxidación

12 meses

Acumuladoreso baterías

_ Limpieza y engrasado de terminarles 12 meses

_ Medida de caída de tensión entre

terminales.Regulador de

carga _ Inspección visual de funcionamiento de

indicadores

12 meses

Inversores _ Estado de los indicadores y alarmas 12 meses





Instalaciones fotovoltaicas autónomas


_ Verificación de la toma a tierra.

_ Comprobación de la actuación de

interruptores de seguridad.

_ Verificación de fusibles.

Elementos de

seguridad y

protección _ Calibración y limpieza de los medidores.

12 meses

_ Comprobación del funcionamiento y

calibración del sistema de adquisición de

datos.Instalaciones

monitorizadas _ Verificación del sistema de almacenamiento

de los datos.

6 meses

Tabla 3.2.- /1: Plan de mantenimiento preventivo de las instalaciones solares

fotovoltaicas autónomas.

Las operaciones de mantenimiento deben incluir:

_ Realización de un informe técnico de cada una de las visitas en el que se refleje el

estado de las instalaciones y las incidencias acaecidas.

_ Registro de las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro de

mantenimiento, en el que constará la identificación del personal de mantenimiento;

Nombre, titulación y autorización de la empresa y la fecha).

_ La empresa responsable del plan de mantenimiento deberá realizar programas

específicos para cada uno de los elementos de la instalación, en el que se recogerán

con detalles los pasos a seguir en las visitas y la periodicidad de las comprobaciones.

3.2.1.- TAREAS A REALIZAR POR EL USUARIO DE LA INSTALACIÓN Y POR

PERSONAL ESPECIALIZADO





Dentro del plan de mantenimiento (preventivo y correctivo) existen tareas que serán

desarrolladas por el usuario de la instalación, que se engloban dentro del plan de

mantenimiento preventivo y tareas que requieren de personal técnico cualificado que

engloban inspecciones y acciones del plan de mantenimiento preventivo y correctivo.

3.2.1.1.- MANTENIMIENTO A REALIZAR POR EL USUARIO

Dentro del mantenimiento a realizar se puede separar entre el mantenimiento de tipo

preventivo a realizar por el usuario y el que llevará a cabo el personal técnico.

Este tipo de mantenimiento es preventivo y programado y abarca todas las

comprobaciones y verificaciones que se pueden realizar sin necesidad de recurrir a un

técnico cuyos objetivos son:

_ Mantener la instalación en buen estado de conservación y funcionamiento.

_ Detectar a tiempo posibles anomalías o defectos que influyan negativamente en elrendimiento general de la instalación fotovoltaica y en su servicio.

• Mantenimiento del panel fotovoltaico:

_ Comprobación que no existan sombras que se proyecten sobre los paneles solares.

(Poda de la vegetación colindante, etc...)

_ Inspección visual del estado de los paneles fotovoltaicos, presencia de suciedad u

otras anomalías que deberán ser comunicadas a la empresa responsable del

mantenimiento.

• Mantenimiento de los acumuladores o baterías:

Este elemento de la instalación representa el mayor peligro para cualquier persona que

lo manipula, dadas sus características químicas y eléctricas, por ello es importante que





los usuarios de la instalación no manipulen dicho elementos. Las labores del

mantenimiento a realizar por los usuarios son:

_ Comprobación visual del estado de las baterías, que no existen elemento sobre los

acumuladores que puedan provocar cortocircuitos, que no existen fugas o

sulfataciones en los bornes.

• Mantenimiento del regulador para el acumulador

_ Comprobación visual del correcto funcionamiento a través de los indicadores

luminosos de la pantalla del regulador.

_ Comprobación del estado de sujeción del regulador a fin de detectar posibles

anomalías.

_ Comprobación visual del estado de las diferentes conexiones y cables.

• Mantenimiento de los elementos de protección de la instalación

_ Comprobación del correcto funcionamiento (accionándolos) de los elementos de

protección: Interruptor magnetotérmico, interruptor diferencial.

_ Comprobación visual del estado del cableado

3.2.1.2.- MANTENIEMINTO A REALIZAR POR PERSONAL ESPECIALIZADO

Además de las inspecciones y comprobaciones a realizar por el usuario, dentro del plan

de mantenimiento existen diferentes inspecciones y comprobaciones que deben ser

realizaras por personal cualificado.

El mantenimiento que realiza el personal especializado comprende tanto el

mantenimiento preventivo como correctivo, es decir:





_ Mantenimiento preventivo: Visitas periódicas a la instalación, en los plazos acordados

con el usuario, mínimo con carácter anual aunque es aconsejable con carácter

semestral.

_ Mantenimiento correctivo: siempre que sea requerido por el usuario, solución de las

posibles averías y anomalías de la instalación.

Las tareas del mantenimiento preventivo a realizar por el personal especializado son:

• Mantenimiento del generador fotovoltaico

_Al menos una vez al año el técnico deberá comprobar la tensión e intensidad que

proporcional el generador.

_ Comprobar la estanqueidad de las cajas de conexión de los paneles, solucionando

cualquier anomalía que se detecte.

_ Comprobar que la estructura del soporte no presente deterioros u oxidación.

Reajustar o apretar los tornillos de sujeción y anclaje. _ Comprobar el estado de los diodos de protección de los paneles.

• Mantenimiento del acumulador

Al menos una vez al año deberán comprobarse:

_ Estado de limpieza del acumulador, retirando los restos de suciedad que se presente

especialmente en los bornes para proceder posteriormente al engrasado de los

mismos.

_ Conexión de todos los elementos comprobando el perfecto funcionamiento de cada

terminal.

_ Comprobar a la salida del acumulador la tensión que proporciona.

_ Comprobar en los bornes de cada uno de los acumuladores la tensión.





• Mantenimiento del regulador:

_ Comprobar el corrector funcionamiento del regulador.

_ Limpieza del aparato u armario, sobre todo de las rejillas de ventilación.

_ Comprobar el correcto funcionamiento de las tomas a tierras.

_ Comprobar el estado de las protecciones sustituyendo aquellas que presente

anomalías.





ANEJO IV: ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA





ÍNDICE

- página-

4.1.- INTRODUCCIÓN................................................................................... 78

4.1.1.- AHORRO ENERGÉTICO.............................................................. 78

4.1.2.- COSTES........................................................................................ 78

4.1.2.1.-COSTE DE LA INVERSIÓN DE LA INSTALACIÓN

SOLAR FOTOVOLTAICA................................................79

4.1.2.1.- COSTES DE LA INVERSIÓN DE LA INSTALACIÓNCONECTADA A LA RED CONVENCIONAL......................

80

4.1.2.3.- COSTE DE MANTENIMIENTO.......................................... 84

4.1.3.-VIABILIDAD ECONÓMICA DE LA INSTALACIÓN DE ENERGÍA

SOLAR TÉRMICA.........................................................................84





4.1.- INTRODUCCIÓN

Para determinar la viabilidad económica de la instalación han de tenerse en cuenta

parámetros como la vida útil del proyecto, coste de la inversión y mantenimiento, ahorro

energético, etc....

En los siguientes apartados se determinarán los parámetros necesarios para determinar

la viabilidad de la instalación de energía solar fotovoltaica aislada.

4.1.1.- AHORRO ENERGÉTICO

El consumo energético anual para abastecer al medidor de caudal es de 67,45 kWh.

El coste de 1kWh de electricidad es de 0,18 €/kWh.

El ahorro energético anual se obtiene de multiplicar el consumo o demanda de energíadel medidor de caudal por el coste de la energía eléctrica, es decir:

Ahorroe = Consumoe * Costee → Ahorroe = 67,45 kWh * 0,18 €/kwh; Ahorro energético

= 12.14 €/años

4.1.2.- COSTES

Dentro de los costes estarán los gastos de inversión así como los que se general

anualmente para el mantenimiento de la instalación.

Se estima que la vida útil de la instalación está comprendida entre 20 a 25 años.

La instalación proyectada es aislada por ello y a fin de comparar las alternativas de

ejecución: Instalación solar fotovoltaica aislada o conexión a la red de distribución de





energía eléctrica convencional dentro del estudio de viabilidad económica se han

estimado los costes para ambas tipologías.

4.1.2.1.-COSTE DE LA INVERSIÓN DE LA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA

En la tabla siguiente se resumen los costes de las diferentes partidas para la instalación

solar fotovoltaica aislada.

Código

Naturale

za Ud Resumen Cantidad Medición Importe

C1 Capítulo ud Instalación solar fotovoltaica 1 1 4.560,29

C1.P1 Partida ud Módulos solares Fotovoltaicos 1 5 1.025,75

C1.P2 Partida ud

Soportes módulos solares

fotovoltaicos1 5 709,50

C1.P3 Partida ud Acumulador 1 3 1.513,18

C1.P4 Partida ud Regulador 1 1 111,10

C1.P5 Partida ml

Conductor tramo Panel -

Regulador 1 2,5 221,25

C1.P6 Partida ml

Conductor tramo Regulador -

Acumulador 1 5 429,61

C1.P7 Partida ml

Conductor tramo Acumulador -

Teléfono y radio1 4 336,86

C1.P8 Partida mlConductor tramo Acumulador -Medidor de caudal

1 10 842,16

C1.P9 Partida ud Puesta a tierra 1 1 66,53

C1.P10 Partida ud Cuadro de mando y protección 1 1 425,29

C2 Capítulo ud Pruebas y recepción 1 1 200,00

C2.P1 Partida ud

Pruebas para la recepción de la

instalación 1 1 200,00





Código

Naturale

za Ud Resumen Cantidad Medición Importe

TOTAL PRESUPUESTO 4.760,29

Tabla 4.1.2.1.- /1 Resumen presupuesto ejecución material

Los costes para la ejecución material de la instalación solar fotovoltaica ascienden a la

cantidad de 4.760,29€.

4.1.2.2.- CONSTE DE LA INVERSIÓN PARA CONEXIÓN DE LA INSTALACIÓN A LA

RED GENERAL CONVENCIONAL

Para determinar los costes ejecución material de una conexión a la red convencional de

energía eléctrica se han tenido en cuenta los siguientes datos:

_ La distancia a la red general convencional es de 100 ml ò 0,1 km.

_ La red general convencional se ha considerado de baja tensión aunque lo general es

que la distribución en zonas rurales o provinciales sean redes de media tensiónmediante líneas áreas.

_ La conexión desde la red de distribución de media tensión al punto de consumo se

realizará en línea enterrada.

_ En el cuadro de mando y protección se incluirán un contador un limitador de potencia.

_ Los precios aplicados han sido obtenidos del mismo modo que en el presupuesto de

la instalación solar fotovoltaica aislada.

_ Dentro de la instalación de consumo se consideran los mismos tramos de conductor

El presupuesto de ejecución material para la instalación conectada a la red

convencional de energía eléctrica es de 10.525, 98€. En la tabla siguiente se detalla el

presupuesto y la medición para este caso.



INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA AISLADA. CÁCERES (CÁCER

TRABAJO OBLIGATORIO: E.S. FOTOVOLTAICA

Código Naturaleza Ud Resumen Cantidad Medició

C1 Capítulo ud

Instalación conectada a la Red convencional

de energía eléctrica

1

C1.P1 Partida ml Red de distribución 1 1

MO01 Mano de obra h Oficial electricista de 1ª 0,1

MO02 Mano de obra h Ayudante 0,25

MAT01 Material ml Cable bipolar, protección PVC sección 16 mm2, 1,1

MAT02 Material ml

Tubo Aiscan corrugado de protección diámetro

exterior 63 mm 1,1

MAT03 material ml

Zanja para albergar cables (0,80 m p), incluido

excavación, lecho, protección mecánica y relleno 1,1

MAUX otros ud Medios auxiliares 0,1

Total parti

C1.P2 Partida ml

Red interior: Tramo Cuadro M.P a Teléfono y

radio 1




MAT05 Material ml Tubo de protección diámetro exterior 50 mm 1,1

MAT06 material ml

Zanja para albergar cables (0,80 m p), incluido

excavación, lecho, protección mecánica y relleno 1,1







Total parti

C1.P3 Partida ml

Red interior: Tramo Cuadro M.P al medidor de

Caudal 1




MAT05 Material ml Tubo de protección diámetro exterior 50 mm 1,1

MAT06 material mlZanja para albergar cables (0,80 m p), incluidoexcavación, lecho, protección mecánica y relleno 1,1


Total parti

C1.P4 Partida ud Puesta a tierra 1


MO02 Mano de obra h Ayudante 1

MAT07 Material mlElectrodo toma a tierra y conductor cobredesnudo 50 mm2 1,1


Total parti

C1.P5 Partida ml Contador, interruptor de potencia y cuadro 1






mando y protección

MO01 Mano de obra h Oficial electricista de 1ª 4,5MO02 Mano de obra h Ayudante 4,5

MAT08 Material ud Contador 2P /16 A 1

MAT09 Material ud Caja para ICP (2p), s< 10 1

MAT10 Material ud Interruptor general de control de potencia 1

MAT11 Material ud Armario con puerta opaca 1

MAT12 Material ud I.G.A. 2P/25A 1

MAT13 Material ud I.D. 2P/25A 300mA 1MAT14 Material ud PIA Legrand (I+N) 10 A 1

MAT15 Material ud PIA Legrand (I+N) 6 A 1


Total parti

TOTA

C2 Capítulo ud Pruebas y recepción 1

C2.P1 Partida ud Pruebas para la recepción de la instalación 1

Total parti





4.1.2.3- COSTES DE MANTENIMIENTO

Se determina que los costes de mantenimiento de la instalación con carácter anualson de 150 €.

4.1.3.- VIABILIDAD ECONÓMICA DE LA INSTALACIÓN DE ENERGÍA SOLAR

TÉRMICA

Para determinar los flujos de caja no se ha tenido en cuenta ni los índices de precios

al consumo ni el índice del precio de devaluación del dinero.

Se considera que el coste de la instalación conectada a la red de distribución

convencional como ingreso extraordinario y a la inversión como instalación solar

fotovoltaica aislada como gasto extraordinario.

AÑO

Ingreso

ordinario

Ingreso

extraordinario

Gasto

ordinario

Gasto

extraordinario Flujo de caja0 10.525,98 4.760,29 5.765,69

1 12,14 0 150 5.627,83

2 12,14 0 150 5.489,97

3 12,14 0 150 5.352,11

4 12,14 0 150 5.214,25

5 12,14 0 150 5.076,39

6 12,14 0 150 4.938,537 12,14 0 150 4.800,67

8 12,14 0 150 4.662,81

9 12,14 0 150 4.524,95

10 12,14 0 150 4.387,09

11 12,14 0 150 4.249,23

12 12,14 0 150 4.111,37

13 12,14 0 150 3.973,51





AÑO

Ingreso

ordinario

Ingreso

extraordinario

Gasto

ordinario

Gasto

extraordinario Flujo de caja

14 12,14 0 150 3.835,65

15 12,14 0 150 3.697,79

16 12,14 0 150 3.559,93

17 12,14 0 150 3.422,07

18 12,14 0 150 3.284,21

19 12,14 0 150 3.146,35

20 12,14 0 150 3.008,49

21 12,14 0 150 2.870,63

22 12,14 0 150 2.732,77

Tabla 4.1.3.-/1.- Flujo de Caja.

Podemos concluir que la instalación proyectada es viable económicamente como

instalación solar fotovoltaica aislada, para los datos comparativos estudiados de 100

m de longitud de red de conexión a la red convencional de energía eléctrica.

Si la longitud de conexión a la red eléctrica convencional fuera inferior a 35 m, en

nuestro caso, sería más viable la conexión de la instalación a la red eléctrica que la

instalación solar fotovoltaica aislada.





ANEJO V: PROGRAMACIÓN Y PUESTA EN MARCHA DE LAS ACTIVIDADES





ÍNDICE

- página-

5.1.- INTRODUCCIÓN.................................................................................... 88

5.2.-DURACIÓN DE LAS DIFERENTES ACTIVIDADES PROYECTADAS:

DIAGRAMA DE GANTT..........................................................................88





5.1.- INTRODUCCIÓN

La instalación proyectada se puede dividir en dos principales correspondientes a:

_ Replanteo inicial.

_ Instalación solar fotovoltaica.

_ Pruebas de comprobación y recepción.

Estas tareas se subdividen en otras actividades.

Se ha tenido en cuenta una jornada de ocho horas, con un calendario laboral de

lunes a viernes ambos inclusive, la mano de obra estará compuesta por dos

ayudantes y un oficial, se ha supuesto una fecha de inicio que deberá adoptarse en

el caso de modificación.

5.2.- DURACIÓN DE LAS DIFERENTES ACTIVIDADES PROYECTADA:

DIAGRAMA DE GANTT

Las tareas o actividades principales anteriormente descrita se estructuran

sucesivamente por orden de ejecución, si bien, dentro de cada tarea principal

existen actividades que están condicionadas o ligadas a otras de otra actividad

principal y/o de la otra tarea de la actividad que la engloba.

En la tabla siguiente se detalla las diferentes tarea, duración de las mismas, fecha

de inicio y finalización de la actividad y tareas predecesoras o condicionantes para el

inicio y desarrollo de las mismas, todo ello desarrollado además mediante el

Diagrama de Gantt.











Documents

Doc nº 1 Memoria y Anejo