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a UNIVERSIDAD DE JAÉN Escuela Politécnica Superior de Linares

Trabajo Fin de Grado

Proyecto y estudio de

instalación fotovoltaica mediante bomba sumergida

destinada al riego del olivar.

Alumno: Antonio Martín Sierra

Tutor: Prof. D. Manuel Ortega Armenteros Depto.: Ingeniería Eléctrica

Febrero, 2017

Mes, Año

2

3

UNIVERSIDAD DE JAÉN Escuela Politécnica Superior de Linares

Trabajo Fin de Grado

“Proyecto y estudio de instalación fotovoltaica mediante bomba

sumergida destinada al riego del olivar”.

Alumno: Antonio Martín Sierra

Tutor: Prof. D. Manuel Ortega Armenteros Depto.: Ingeniería Eléctrica

Fdo. Alumno: Antonio Martín Sierra Fdo. D. Manuel Ortega Armenteros.

VºBº a la defensa del TFG.

Febrero, 2017

4

ÍNDICE GENERAL

1. DOCUMENTO 1. MEMORIA.............................................................................7

1.1. MEMORIA DESCRIPTIVA……………………………………..…….…….…9

1.1.1. DENOMINACIÓN DEL PROYECTO……………………………….……….……9

1.1.2. EMPLAZAMIENTO………………………………………………………….……12

1.1.3. NORMATIVA Y REGLAMENTACIÓN APLICABLE…………………………..14

1.1.4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Y SUS CARACTERÍSTICAS………...…14

1.1.5. TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA APLICADA…………………………………43

1.2. JUSTIFICACIÓN DE LAS SOLUCIONES ADOPTADAS……..…………49

1.2.1. VALORACIÓN DE LAS OPCIONES PROPUESTAS………………….……..49

1.2.2. COMPARATIVA ECONÓMICA………………………………………….………51

1.2.3. COMPARATIVA ENERGÉTICA……………………………..………………….53

1.2.4. COMPARATIVA MEDIOAMBIENTAL………………………………………….55

1.3. CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS...............................................................60

1.3.1. BOMBA SUMERGIBLE…………………………………………………..………62

1.3.2. PLACAS FOTOVOLTAICAS……………………………………………...……..68

1.3.3. VARIADOR………………………………………………………………….…….70

…

1.3.4. PROTECCIONES ELÉCTRICAS………………………………………...……..73

1.3.5. ALMACENAMIENTO……………………………………………………………..74

2. DOCUMENTO 2. PLANOS Y ESQUEMAS DE LA INSTALACIÓN...............76

5

3. DOCUMENTO 3. PLIEGO DE CONDICIONES...............................................88

3.1. OBJETO………………………………………………..…………………..91

3.2. GENERALIDADES……………………………………………..…………91

3.3. APLICACIÓN DEL PROYECTO…………………………………..…….92

3.4. ORGANIZACIÓN DE LA OBRA…………………………………………92

3.5. DEFINICIONES……………………………………………………………94

3.6. DISEÑO…………………………………………………………………….98

3.7. COMPONENTES Y MATERIALES UTILIZADOS……………………..99

3.8. PRUEBAS DE PUESTA EN FUNCIONAMIENTO…………………...104

3.9. CONTRATO DE MANTENIMIENTO…………………………………..105

4. DOCUMENTO 4. ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL.............................108

4.1. OBJETO, FINALIDAD Y DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD…......110

4.2. MAQUINARIA, EQUIPOS Y PROCESOS…………………………….111

4.3. MATERIALES EMPLEADOS………………………........……………..113

4.4. RIESGOS AMBIENTALES Y SU CORRECCIÓN……………………114

4.5. CONCLUSIÓN DEL ANÁLISIS…………………………………...……118

5. DOCUMENTO 5: ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD.............................119

5.1. DURANTE LA INSTALACIÓN………………………………………….121

5.2. REVISIÓN DEL EQUIPO………………………………………...……..121

5.3. EQUIPO DE PROTECCIÓN……………………………………..……..122

5.4. NORMAS GENERALES………………………………………...………123

6

5.5. RECOMENDACIONES PARA LA INSTALACIÓN DE LA BOMBA

SUMERGIDA……………………………………………………..………124

5.6. PRECAUCIONES EN LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA………..……125

6. DOCUMENTO 6: PRESUPUESTO……………………………………………..128

6.1. PERFORACIÓN…………………………………………………..……..130

6.2. BOMBA SUMERGIBLE…………………………………………………131

6.3. INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA………………………………..…….132

6.4. ALMACENAMIENTO DE AGUA……………………………………….133

6.5. PRESUPUESTO TOTAL………………………………………………..134

6.6. CONCLUSIONES FINALES……………………………………………135

6.7. BIBLIOGRAFÍA……………………………………………….………….136

7

DOCUMENTO 1

MEMORIA

8

ÍNDICE

1. DOCUMENTO 1: MEMORIA………………………………………………………..7

1.1. MEMORIA DESCRIPTIVA………………………………………………………..9

1.1.1. DENOMINACIÓN DEL PROYECTO............................................................9

1.1.1.1. Preámbulo.......................................................................................9

1.1.1.2. Finalidad de la instalación...............................................................9

1.1.1.3. Objetivos.......................................................................................10

1.1.1.4. Descripción de la instalación.........................................................10

1.1.2. EMPLAZAMIENTO...........................................................................12

1.1.3. NORMATIVA Y REGLAMENTACIÓN APLICABLE..........................14

1.1.4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Y SUS CARACTERÍSTICAS.....14

1.1.4.1. Sondeo y perforación....................................................................15

1.1.4.2. Bomba sumergible........................................................................15

1.1.4.3. Placas fotovoltaicas......................................................................19

1.1.4.4. Variador de corriente.....................................................................21

1.1.4.5. Almacenamiento de agua.............................................................28

1.1.4.6. Instalación eléctrica......................................................................30

1.1.4.7. Estructura soporte paneles solares..............................................33

1.1.5. TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA APLICADA...................................43

9

1. DOCUMENTO 1: MEMORIA.

1.1. MEMORIA DESCRIPTIVA.

1.1.1. DENOMINACIÓN DEL PROYECTO.

Realización de una instalación de bombeo solar fotovoltaica destinada al riego del

olivar, acompañada de un estudio sobre la viabilidad del proyecto respecto a otras opciones

existentes.

Tanto la perforación como el embalse así como toda su instalación hidráulica

pertenecen a otras competencias ajenas a las eléctricas pero al formar parte de esta

instalación, se aporta toda la información al respecto para que el proyecto se considere

completo y para que este documento sea de utilidad para el supuesto cliente.

El agua extraída del subsuelo será destinada únicamente para uso agrícola. La

instalación se ha basado en un estudio hidrogeológico real como análisis a la viabilidad de

la explotación realizada por el gabinete geológico de la Diputación Provincial de Granada

con el fin de obtener la oportuna autorización de puesta en servicio de dicha instalación.

1.1.1.1. Preámbulo.

Una vez superadas todas las asignaturas del Grado de Ingeniería Eléctrica como

estudiante de la Escuela Politécnica Superior de Linares, me dispongo a realizar este

Trabajo Fin de Grado con el objetivo de concluir mi etapa como universitario.

Para ello he contado con la dirección y supervisión del Profesor D. Manuel Ortega

Armenteros del Departamento de Ingeniería Eléctrica de esta escuela al que quiero

expresar mi agradecimiento, así como al resto del personal docente a mi paso por estas

instalaciones.

1.1.1.2. Finalidad de la instalación.

Mediante este TFG pretendemos poner en practica conocimientos adquiridos en el

Grado de Ingeniería Eléctrica principalmente, pero además queremos dar un enfoque

práctico mediante el que demostrar que la instalación realizada no solo puede ser aplicada

en la vida real y en el entorno empresarial del sector, sino que además adquiere un

carácter innovador así como la correspondiente demostración de su rentabilidad

económica.

10

1.1.1.3. Objetivos.

Con el presente proyecto se pretende exponer de forma clara y sencilla todos los

pasos necesarios para su puesta en funcionamiento, para ello comenzamos abarcando

campos externos de la Ingeniería Eléctrica pero que son de interés en el proyecto para su

comprensión. Además ampliamos el trabajo a un estudio económico, energético y

medioambiental para demostrar su viabilidad frente a otras opciones más convencionales.

Los principales objetivos del proyecto son los siguientes:

1. Poner en práctica conocimientos adquiridos en el estudio de la Ingeniería

Industrial.

2. Realizar un proyecto aplicable a la vida real con utilidades y necesidades reales.

3. Demostrar las ventajas de las energías renovables frente a otras fuentes de

energía tradicionales.

4. Acercar la innovación a un campo en pleno desarrollo tecnológico como la

agricultura.

5. Uso de la tecnología eléctrica para mejorar la productividad.

6. Aplicar la solución más económica y viable a largo plazo para el cliente.

7. Realizar un proyecto sostenible y respetable con el medio ambiente.

1.1.1.4. Descripción de la instalación.

“Proyecto y estudio de instalación fotovoltaica mediante bomba sumergida

destinada al riego del olivar”.

El proyecto estará comprendido por varias partidas, algunas de ellas no

relacionadas con el campo de la Ingeniería Eléctrica pero de inclusión necesaria para no

dejar incompleto la instalación, profundizando más en aquellas partidas que sí son de

ámbito eléctrico.

1. Perforación.

La realización de la perforación para la ubicación de la moto bomba eléctrica

de extracción de agua será el primer paso a seguir. Junto a esta perforación se

realizará un aforamiento del mismo y la legalización y trámites pertinentes frente

a la Confederación Hidrográfica del Guadalquivir.

11

Se trata de una perforación de 140mm de diámetro y 90 metros de

profundidad que aportan en el posterior aforamiento un caudal de 0,002 m3/s

(2litros / Seg.). Dichos datos de caudal son el resultado del estudio hidrogeológico

en el que se ha recurrido a un sondeo a percusión.

2. Bomba sumergible.

Será el primer punto de interés para nuestro proyecto. El cálculo,

dimensionamiento y puesta en funcionamiento de un motor bomba sumergido para

la extracción de agua se llevará a cabo teniendo en cuenta los datos obtenidos en

el aforamiento de la perforación así como estudiando las características de la finca

que se pretende abastecer.

Se instalará una bomba marca SAER de 4cv de potencia capaz de sustraer

4 m3/s. a 138 metros de profundidad. En el apartado correspondiente a cálculos

se procederá a demostrar porqué se ha decidido instalar este modelo concreto.

3. Paneles fotovoltaicos.

Sin duda presenta el mayor reto tecnológico de la instalación. Cada día con

mayor frecuencia, la instalación de paneles fotovoltaicos para alimentación de

instalaciones de riego agrícola se lleva a cabo en nuestros campos, ya que son la

solución ideal en lugares aislados de la civilización donde hacer llegar una línea

de tensión requiere de una inversión desmesurada.

Pero su elección, dimensionamiento, instalación y puesta en

funcionamiento precisan de una gran capacidad de conocimiento y responden a

muchos años de investigación. Sin duda las fuentes de energía renovables se

están abriendo hueco de una u otra forma en el presente y futuro energético.

Se instalarán tres series de diez paneles fotovoltaicos marca AXITEC de 250

Wp cada uno sobre una estructura metálica. Esta parte de la instalación se

completará con una unidad electrónica de conversión a corriente alterna.

Igualmente, se demostrará la idealidad tanto de este como del resto de elemento

de la instalación en el apartado de cálculos justificativos.

12

4. Almacenamiento de agua.

Por último, el almacenamiento del agua extraída del subsuelo comprenderá

la última partida de nuestro proyecto. De esta forma el cliente podrá utilizar según

sus intereses el agua extraída, así como aprovechar en mayor medida la energía

utilizada para sustraerla, en este caso la energía solar.

Se construirá un embalse de planta circular con chapa metálica apoyada

sobre una base de hormigón armado con capacidad para unos 85 m3.

5. Estudio de la rentabilidad del proyecto.

Se ha querido añadir a este proyecto un ápice de estudio, demostrando a

parte de las ventajas medioambientales de la instalación, la rentabilidad

económica a medio y largo plazo frente a otro tipo de instalaciones más

convencionales.

A continuación en la imagen 1.1, para su mayor entendimiento se muestra

un esquema gráfico de la disposición de los elementos que conforman nuestra

instalación.

Imagen 1.1. Esquema gráfico de la instalación.

13

1.1.2. EMPLAZAMIENTO.

El emplazamiento de la instalación se llevará a cabo en la localidad de Tiena,

perteneciente al término municipal de Moclín, provincia de Granada, en una zona conocida

como “La Cruz de Tiena” ubicada en la ladera de una montaña con un desnivel

considerable. Donde nuestro cliente dispone de una finca de 400 olivos de regadío, la

delimitación de las parcelas se muestra en los planos 1 / 9 – 3 / 9.

A la misma se accede desde Granada por la carretera N-432, dirección Córdoba, a

la altura del P.K. 415 parte una carretera local denominada GR-3411 que llega al a localidad

de Tiena. En dicha localidad dirigiéndonos por el conocido como el camino del cementerio

encontramos la finca en la que se realizará la presente instalación.

Se acompañan plano de situación y accesos en la sección correspondiente (Planos

1/9 – 3/9).

Dicha finca se sitúa en la HOJA 1.00-I (PINOS PUENTE) del Mapa Geográfico

Nacional escala 1:25.000. Los datos geográficos se detallan en la “Tabla 1”.

Una vez delimitada la finca, la empresa responsable de la perforación nos entrega

toda la información correspondiente junto al aforamiento de la perforación, la cual se ha

establecido en un punto indicado mediante el anterior estudio hidrogeológico.

Dicha perforación se lleva a cabo en el lugar indicado por el estudio hidrogeológico.

Junto a este mismo punto se ubicará la instalación fotovoltaica.

Debido a la estabilidad del terreno en esta zona y haciendo uso de una meseta

natural, el embalse será ubicado en la parte superior de la parcela, aprovechando así todo

el desnivel de la parcela para facilitar el riego por gravedad.

14

La ubicación de ambos puntos se indica en el plano 3 / 9.

POSICIÓN GEOGRÁFICA

ALTITUD (m)

DISTANCIA ENTRE PUNTOS (m)

PERFORACIÓN

37º19’42.4”N 3º46’47.3”W

799

282

EMBALSE

37º19’45.2”N 3º46’55.2”W

844

Tabla 1.1. Datos geográficos sobe el proyecto.

1.1.3. NORMATIVA Y REGLAMENTACIÓN APLICABLE

En cuanto al sondeo y perforación se sigue el RD Legislativo 1/2001, de 20 de Julio.

Por el que se aprueba el texto refundido de la ley de aguas.

En cuanto al ámbito hidrográfico establecido por la Junta de Andalucía, ha de

tenerse en cuenta el RD 1/2016. Por el que se regula el plan hidrográfico de la

demarcación del Guadalquivir, zona a la que afecta nuestro proyecto.

En cuanto a la instalación fotovoltaica seguiremos el RD 900/2015, de 9 de octubre.

Mediante el que se regularán las condiciones administrativas, económicas y

técnicas del suministro de energía eléctrica en las categorías de autoconsumo y

producción con autoconsumo.

En cuanto a las recomendaciones con trabajo en tensión y en instalaciones

eléctricas en general, se procederá a seguir la Guía técnica para la evaluación y

prevención del riesgo eléctrico según el RD 614/2001 de 8 de junio BOE nº148 de

21 de junio. Revisión 2014:

En cuanto a las características eléctricas de la instalación seguiremos el RD

842/2002. Revisión Septiembre 2015. Por el que se regulan las instalaciones

electrotécnicas de Baja Tensión:

En cuanto a la construcción del embalse de agua, se rige por la siguiente tabla de

normativas facilitadas por el fabricante:

Otras normas UNE que sean de aplicación.

15

1.1.4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Y SUS CARACTERÍSTICAS.

1.1.4.1. Sondeo y perforación.

En el momento en el que nos disponemos a realizar nuestro proyecto la perforación

ya está realizada y el estudio hidrogeológico nos aporta los siguientes datos (Tabla 1.2):

Profundidad perforada (m)

Diámetro (mm)

Entubado

Columna litológica

Nivel de

agua estático

(m)

Nivel de

agua dinámico

(m)

Aforo

Destino

(L/Seg)

(m3/Seg)

90

140

PVC

Cantos calizos,

dolomías compactas y de

sílex.

55

65

2

0,002

Riego del olivar

Tabla 1.2. Estudio Hidrogeológico.

HIDROGEOLOGÍA

En la zona que nos ocupa existen dos tipos de acuíferos, uno detrítico asociado al

relleno detrítico de la Depresión de Granada y otros asociados a los materiales

carbonatados de las unidades subbéticas. Ambos acuíferos se encuentran interconectados

y los segundos drenan de forma oculta en el primero.

En el caso que nos ocupa la secuencia atravesada permite atribuir este acuífero a

la parte occidental del Acuífero de Moclín-Olivares cuyo drenaje superficial más importante

es el manantial de la Sierra de Moclín.

La profundidad del agua en el sondeo realizado y la elevación de su nivel coinciden

con las cotas de descarta del citado acuífero.

1.1.4.2. Bomba sumergible.

Debido a la buena relación calidad precio, decidimos instalar la bomba sumergible

marca SAER. La elección del modelo se hace de acuerdo al estudio hidrogeológico y según

nuestras necesidades estudiando la hoja de características del fabricante. Determinamos

el modelo concreto de la bomba sumergible cuyas características principales son los

recogidos en la tabla 1.3:

16

Fabricante

Modelo

Tipo

Potencia

Diámetro

Conexión

Intensidad max.

Caudal (L/Seg)

Caudal (m3/h)

Profundidad de elevación

SAER

FS-98 D/26

Sumergible

3Kw 4Cv

4”

Trifásica

380v.

7,8 A

1.1

4

138 m

Tabla 1.3. Datos técnicos sobre la Bomba Sumergible.

Imagen 1.2. Bomba Saer FS-98 D/26.

Y cuya hoja de características se resume a continuación:

Se puede encontrar la hoja de características completa del fabricante en el siguiente

enlace: http://pdf.directindustry.com/pdf/saer/fs-98/19914-166319.html

17

Gráfica 1.1. Tabla de características hidráulicas Bombas Saer FS-98.

18

Tabla 1.4. Características constructivas Bombas Saer FS-98 D.

Gráfica 1.2. Curvas Altura / Caudal. Bombas Saer FS-98 D.

19

Gráfica 1.3. Curvas Rendimiento - Potencia / Caudal. Bomba Saer FS-98 D/26.

Otra de las razones por las que optamos por este modelo de bomba es debido a

que es el modelo más similar al utilizado en el aforo del pozo, por lo que así asemejaremos

nuestra instalación todo lo posible a los resultados obtenidos en el estudio hidrogeológico

realizado por el propietario.

Además elegimos una bomba de Corriente Alterna por petición del propietario para

que en el caso de que no podamos demostrar la viabilidad económica del proyecto, poder

alimentar la instalación mediante una línea de media tensión con electricidad convencional

o mediante un grupo electrógeno. En el caso de cualquiera de estas opciones, seriamos

los encargados de crear dichas instalaciones con posteridad.

La instalación de la bomba sumergible requiere de un cuadro de protección, mando

y control de nivel cuyo esquema eléctrico se encuentra en el Documento 2, apartado

correspondiente a planos y esquemas.

1.1.4.3. Placas fotovoltaicas.

Para la instalación fotovoltaica utilizaremos módulos fotovoltaicos poli cristalinos de

60 células de la marca AXITEC, modelo AC-250P/156-60S cuyas principales

características eléctricas son las siguientes:

Modelo Potencia Nominal

Pmpp

Tensión Nominal

Umpp

Corriente Nominal

Impp

Corriente de Cortocircuito

Isc

Tensión de circuito abierto

Uoc

Coeficiente de Rendimiento

AC-250P/156-60S 250Wp 30.7V 8.18 A 8.71 A 37.8 V 15.37%

Tabla 1.5. Datos técnicos de las Placas Fotovoltaicas.

20

Imagen 1.3. Modelo de panel solar marca AXITEC instalado.

Y cuya hoja de características se resume a continuación:

Se puede encontrar la hoja de características completa del fabricante en el siguiente

enlace: https://de.krannich-solar.com/fileadmin/content/data_sheets/solar_modules/AC-

240P-255P156-60S_EN.pdf

Gráfica 1.4. Vida útil de los paneles fotovoltaicos AXITEC.

21

Imagen 1.4. Características principales panel fotovoltaico AXITEC.

22

1.1.4.4. Variador de corriente.

El término variador y variador de frecuencia variable están relacionados y en cierta

medida, son intercambiables. Un variador de motor electrónico para un motor de C.A.

puede controlar la velocidad del motor mediante la variación de la frecuencia de la

alimentación enviada al motor.

En general, podemos hablar de variador, como un dispositivo que convierte la

alimentación de C.C. en alimentación de C.A. En la figura siguiente se muestra el modo en

el que opera el variador de frecuencia variable. El variador primero convierte la

alimentación de C.A. en C.C. mediante un puente rectificador, con lo que se crea una

tensión de línea de C.C. Después, el circuito del variador convierte la alimentación de C.C.

en C.A. para suministrar alimentación al motor.

El variador especial puede modificar su frecuencia y tensión de salida según la

velocidad deseada del motor.

Esquema 1.1. Esquema simplificado Variador de frecuencia y tensión.

El esquema simplificado del variador muestra tres interruptores de activación doble.

En los variadores de OMROM, los interruptores son realmente transistores bipolares de

puerta aislada (IGBT). Mediante un algoritmo de conmutación, el microprocesador del

variador activa y desactiva los IGBT a alta velocidad creando así las ondas de salida

deseadas. La inductancia de los bobinados del motor ayudará a suavizar los pulsos de

tensión.

23

Para nuestra instalación se instalará un variador de corriente marca OMROM

modelo MX2 A4022 cuyas características principales son las siguientes:

Tabla 1.6. Características principales variador OMROM MX2 A4022.

Imagen 1.5. Variador marca OMROM MX2 instalado.

24

Y cuya hoja de características se resume a continuación:

Se puede encontrar el manual de funcionamiento completo del fabricante en el siguiente

enlace: http://plcmadrid.es/~documentacion/DOMOTICA/variadores/MX2Manual.pdf

Tabla 1.7. Valores nominales variador OMROM MX2.

Gráfica 1.5. Gráfica de conversión variador marca OMROM MX2 instalado.

25

Imagen 1.6. Funcionamiento básico variador marca OMROM MX2 instalado.

26

Imagen 1.7. Regulación de frecuencia variador marca OMROM MX2 instalado.

27

Imagen 1.8. Esquema de instalación variador marca OMROM MX2 instalado.

28

1.1.4.5. Almacenamiento de agua.

Para este proyecto se decide construir un embalse de agua con el propósito

de almacenar toda el agua extraída obteniendo así el máximo rendimiento de las

horas de aprovechamiento solar. De este modo el propietario podrá consumir el

agua almacenada cuando lo desee.

El embalse será construido en la zona de mayor elevación de la finca

provocando así una presión por desnivel que asegurará un buen funcionamiento de

la instalación.

Imagen 1.9. Diseño gráfico del embalse de agua.

El embalse será circular de chapas onduladas atornilladas entre sí con una

base de hormigón con refuerzo de acero mallado. El fabricante “ILURCO S.A.” nos

proporciona las características del mismo.

Imagen 1.10. Esquema del embalse proporcionado por el fabricante ILURCO S.A.

29

1. PAREDES: Constituidas por chapa de acero galvanizada en caliente, ondulada en perfil

18/76-R18 con una gran resistencia a flexión. Debido principalmente a la pequeña longitud

de onda y gran profundidad. Además del galvanizado la chapa cuenta con un recubrimiento

de resina epoxi con una formulación especial en función del tipo de líquido a contener.

2. CUBIERTA (opcional): Fabricada en chapa de acero pre lacado con estructura metálica

construida en el interior del depósito, cerrado de manera hermética excepto por la

ventilación indirecta lo que lo hace apto para su uso con agua potable. Además protege el

agua de la luz solar y de la caída de objetos, insectos, animales, etc. Evita la proliferación

de algas y mantiene el agua limpia.

3. TORNILLOS: Se emplean tornillos de acero de alta resistencia y un diseño especial que

los hace perfectos para su uso en los depósitos ILURCO.

4. SUELOS: De lámina impermeabilizante marca ILURCO con sello de calidad AENOR o

certificado CE. Las soldaduras de dicho suelo se hacen mediante aire caliente y la unión al

depósito es atornillada. La utilización de este suelo es una opción a la base de hormigón

ya que supone un ahorro económico al no tener que construir una solera de hormigón

completa y una garantía de estanqueidad con respecto a un suelo de hormigón.

5. CIMENTACIÓN: Se realiza mediante un zuncho de hormigón armado de pequeñas

dimensiones en el perímetro del depósito como soporte de este.

6. JUNTAS: La estanqueidad se consigue mediante masilla de formulación especial que

permanece siempre elástica, permitiendo dilataciones y garantizando la estanqueidad bajo

cualquier condición.

El procedimiento de montaje que seguirá la empresa será el siguiente:

1. FASE DE MOVIMIENTOS DE TIERRAS: El movimiento de tierras consiste en una

nivelación y compactación del terreno que servirá como soporte del depósito y apertura

de las zanjas de cimentación perimetral y de los tubos de salida de fondo. También se

abren los pozos para las placas de anclaje de los pilares de la cubierta metálica en el

caso de incluirse esta opción.

30

2. FASE DE CIMENTACIÓN: La cimentación para un deposito ILURCO consiste en la

construcción de un zuncho de hormigón armado en toda la base del depósito. En caso

de proveer el embalse de un suelo de impermeabilizante, se construirá un anillo en el

perímetro del depósito de pequeñas dimensiones y rápida ejecución. Dicho anillo de

hormigón armado sirve como soporte a las paredes del depósito, quedando en la parte

central material compactado sin necesidad de efectuar una solera completa de hormigón

en toda la base. Las dimensiones de dicho zuncho son normalmente 40x40 cm de

sección con un armado de varilla corrugada con una sección que varía entre 10 y 16

mm en función del diámetro del depósito y el terreno de sustentación. Como hemos

comentado anteriormente, en nuestro caso el depósito estará provisto de una base de

hormigón completa.

3. FASE DE MONTAJE DE DEPÓSITO: El montaje del depósito en si es muy rápido

debido a que las operaciones in situ son mínimas, estando todos los componentes del

depósito prefabricados para ser solamente atornillados en obra. Esto reduce mucho los

costes de montaje.

Una vez terminado el zuncho de la base, se monta y une al mismo el primer anillo

de chapa, para posteriormente, proseguir con el resto de anillos y colocar finalmente la

cubierta y el suelo de lámina impermeabilizante (opcionales) que quedará atornillado al

depósito.

4. FASE DE MONTAJE DE CUBIERTAS: Una vez montado el depósito se sueldan los

pilares en las placas previstas y se suben las vigas y correas. Dichas vigas y correas

van unidas al depósito mediante piezas de diseño especial que hacen que no se

transmitan esfuerzos de la cubierta al depósito distintos de los previstos. Finalmente se

colocan las chapas de cubierta, la puerta de acceso y el remate perimetral que tapa los

orificios de ventilación, evitando así el acceso de animales o suciedad al interior del

depósito, pero permite la ventilación de este. En nuestro caso se prescindirá de dichas

cubiertas.

31

1.1.4.6. Instalación eléctrica.

A continuación se detallan las características e instrucciones a seguir en el montaje

de los elementos de interconexión eléctricos.

La interconexión de los paneles fotovoltaicos se realiza con cable flexible

PV ZZ-F unipolar de 4 mm2 de cobre bajo tubo rígido de PVC.

Imagen 1.11. Cable PV ZZ-F especialmente indicado para energía solar.

Cuya tabla de características es la siguiente:

Imagen 1.11. Características cable PV ZZ-F especialmente indicado para energía solar.

32

CAÍDA DE TENSIÓN EN LOS CABLES DE CORRIENTE CONTINUA.

La línea que une los paneles con el variador apenas tiene dos metros de

longitud, y en las interconexiones de los paneles se emplean quince metros de

cable. La caída de tensión para dicha longitud de cable será la siguiente:

𝑆 =2 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼

𝐴𝑈 ∗ 𝐾 (1.1. )

4 =2 ∗ 17 ∗ 7,8

𝐴𝑈 ∗ 56 = 1.18 𝑉 ⇨ 0.53% (1.2. )

Formulas 1.1, 1.2. Caída de tensión en la instalación de corriente continua.

Por reglamento, la caída de tensión máxima permitida (AU) en este tramo es del

3%, por lo que la sección calculada de 4 mm2 de cobre es adecuada.

Junto a la estructura metálica que soporta las placas fotovoltaicas se ubica

el cuadro de protección principal y la unidad eléctrica descritos en los planos

5 / 9 y 7 / 9.

Desde dichos cuadros se instalará una línea trifásica subterránea de 2

metros de XLPE de 4 x 4 mm de cobre enterrado bajo tubo corrugado de

50mm, hasta el cuadro general de maniobra del motor sumergido, descrito

en el plano 5 / 9. Toda la instalación dentro de dicho cuadro se realiza con

conductores de 1,5 y 2,5 mm de cobre, como se indica en dicho plano.

La alimentación de la bomba sumergida se realizará con cable XLPE 3 x 2,5

mm de cobre.

33

CAÍDA DE TENSIÓN EN LOS CABLES DE CORRIENTE ALTERNA.

𝑆 =2 ∗ 𝑐 ∗ 𝜌 ∗ 𝑃 ∗ 𝐿

𝐴𝑈 ∗ 𝑈 (1.3. )

2.5 =2 ∗ 1.02 ∗ 0.018 ∗ 2975 ∗ 85

𝐴𝑈 ∗ 380 = 9.77 𝑉 ⇨ 0.25% (1.4. )

Formulas 1.3, 1.4. Caída de tensión en la instalación de corriente alterna.

Por reglamento, la caída de tensión máxima permitida (AU) en este tramo es del

5%, por lo que la sección calculada de 2,5 mm2 de cobre es adecuada.

Los elementos eléctricos de protección y mando de la instalación están

descritos en sus planos correspondientes, siendo libre el fabricante a utilizar

siempre que se sigan las características descritas en cada elemento las

cuales han sido previamente calculadas.

Tendrán puesta a tierra todos los elementos metálicos de la instalación.

Existirán dos picas de tierra de 1,5 metros x 16 mm con cable de 10 mm de

cobre, una conectado a la estructura soporte de las placas fotovoltaicas y

otra junto a la ubicación de los cuadros eléctricos.

1.1.4.7. Estructura soporte paneles solares.

Los paneles solares van colocados sobre una estructura de aluminio encofrada al

suelo. La empresa SolarBase es la encargada de suministrar dicha estructura mediante el

modelo XPORTRAIT.

La misma, contiene documentación adjunta sobre su contenido y recomendaciones

de montaje que se exponen a continuación. Todo el material necesario para su instalación

viene provisto en el empaquetado suministrado por la empresa. La estructura se entrega

pre ensamblada.

34

Imagen 1.11. Estructura SolarBase Xportrait similar a la instalada en este proyecto.

GUÍA DE INSTALACIÓN

Instrucciones Importantes:

1. Condiciones de funcionamiento.

El soporte de montaje con graduación regulable está diseñado para resistir las

siguientes cargas máximas:

Carga de nieve: 1.6 kN / m2

Carga de viento 27 m / s en la parte continental y 33 m / s en las zonas

cercanas al mar (hasta 10 Km del mar).

Los soportes de aluminio fijos de paneles solares fotovoltaicos cumplen el

Reglamento antisísmico Euro 2000.

2. Preparación antes de la instalación.

El soporte estático se debe calcular para cada tipo de instalación. Si la presión es

mayor que la indicada es posible ajustar el marco. La base de la zona donde irá apoyado

el armazón debe estar preparado para realizar la cimentación. El informe y el estudio de

espacio para colocar las cubicaciones del encofrado deben ser realizados por un experto.

Se necesitan los siguientes componentes para el montaje de la estructura:

Llave Allen 6 mm.

Tornillos para anclar el triángulo con la base.

La facilidad de montaje de los sistemas utilizados en relación con el

desmantelamiento minimiza el tiempo de instalación en el lugar de

35

construcción, lo que reduce el coste de montaje y hace que los sistemas de

soporte de los paneles sean los más competitivos del mercado.

3. Sistema de montaje empleado en la instalación.

La Imagen 1.11 del sistema muestra todas las partes que componen la estructura.

La misma está compuesta por los siguientes elementos los cuales se entregan

empaquetados y referenciados junto a la estructura.

OBJETO MATERIAL NUMERO PIEZA

Perfil de soporte horizontal

Aluminio

1

Sujeción de eslabón Intermedio - Extremo 2

Tornillo Allen M8x40 Inox 3

Vigas horizontales 4

Conexión pieza rail 5

Barras anguladas 6

Tope paneles fotovoltaicos 7

Soportes 8

Tornillos Allen M8x40 Inox 9

Marco trasero 10

Triángulo en posición vertical trasero con

graduación ajustable 11

Tabla 1.8. Elementos que componen la estructura Base Solar Ltd. modelo XPORTRAIT.

Todos los sistemas de Base Solar Ltd. se entregan pre ensamblados. El pre

montaje solo es necesario en los casos en que el transporte de los triángulos hasta el lugar

de la instalación no es posible por problemas de acceso.

Los triángulos (5), (6), (7), (8), (9), (11) se distribuyen completamente desmontados

debido a sus dimensiones, al igual que las vigas horizontales (4). Esta viga (4) se atornilla

en la posición correcta junto a todos los elementos de soporte (1), (2), (3) de los paneles

fotovoltaicos junto a sus abrazaderas intermedias y finales. Esto ayuda a que el instalador

no pierda tiempo en contar y calcular cual será colocada en cada parte y evitar así

cualquier inexactitud en la instalación.

El siguiente paso a realizar por el instalador será atornillar las barras inclinadas de

refuerzo, las cuales llevan en las uniones del perfil (5) una sujeción con tornillos Allen

36

M8x40 Inox. A continuación, estos puntos se atornillan horizontalmente Unidos con las

tirantes (4).

Todo el montaje de la base ya se ha completado y todo lo que queda ahora es

atornillar a los módulos a los miembros horizontales (4) y apretarlos debidamente.

Instrucciones de montaje:

Paso 1: Coloque el triángulo apretando las esquinas del apoyo (8) sobre el mismo.

Los tornillos de conexión con la base se incluyen.

Paso 2: Siguiendo el mismo procedimiento apriete los triángulos restantes.

Paso 3: Coloque los elementos horizontales (4) en los triángulos de apoyo. Una

estos con las vigas (5).

Paso 4: Coloque los tornillos de los topes donde apoyan los paneles (10) en el

perno triángulo posterior (11) en los puntos donde se encuentran los agujeros

perforados. Los tornillos utilizados son Allen Inox M8.

Paso 5: Una vez que el esqueleto de la estructura se ha completado, colocar los

paneles sobre él, ya sea horizontal, ya sea vertical. Se incluyen unos soportes para

fijar los paneles hechos con abrazaderas (2).

Paso 6: Al final de cada fila de paneles se desliza la pieza (1) para cerrar toda la

instalación. Su objetivo es evitar el descarrilamiento de los paneles por error de

montaje o condiciones climatológicas adversas.

4. Inclinación y Orientación.

Gran parte de las pérdidas de rendimiento en los paneles solares se deben

a una mala orientación o inclinación de los paneles solares ya que, la irradiancia

solar que incide sobre ellos determina la generación eléctrica de los mismos. Para

ello debemos tener en cuenta diferentes aspectos.

En el caso de nuestra instalación, estará fijada a la estructura metálica

desarrollada en este apartado pero tendremos la posibilidad de fijar su orientación

durante su montaje, para ello lo primero que tenemos que tener en cuenta es que

nuestra instalación se encuentra en el hemisferio norte de la tierra.

37

Para una correcta orientación, debemos instalar la estructura de forma que

los paneles queden orientados hacia el ecuador terrestre, de tal forma que en

nuestro caso lo estará aproximadamente hacia el sur.

Es admisible una desviación de aproximadamente 20º sin que se produzcan

demasiadas pérdidas. El ángulo que difiere con el sur (0º) se denomina ángulo de

azimut (ᾳ).

Una vez orientados los paneles como se ha indicado anteriormente,

fijaremos la inclinación (β) de los mismos ya que la estructura instalada no tiene la

posibilidad de variarla con facilidad, esta operación se debe realizar durante el

montaje de la misma.

La inclinación idónea de los paneles dependerá de si usaremos la instalación

en verano o en invierno ya que según la estación del año variará la posición del sol

respecto a nuestra posición terrestre.

En nuestro caso, que se utilizará en verano, la inclinación óptima de los

módulos será la obtenida de restar a la latitud del lugar de ubicación de la instalación

20º. Si por el contrario utilizamos la instalación en invierno, deberemos sumar 10º

a dicha latitud.

Por lo que la inclinación y orientación aproximada de nuestros paneles solares será:

ᾳ = - 20º - 0º ≈ - 20º Latitud Sur Oeste

β = 37º - 20º = 17º ≈ 20º

Imagen 1.12. Inclinación y orientación de los paneles fotovoltaicos.

38

IRRADIACIÓN SOLAR

La irradiación solar será un dato de importancia para nosotros ya que será el

objetivo de la orientación e inclinación de los paneles solares. Dependerá de la ubicación

de nuestra instalación pero también de la época del año en el que usemos la instalación.

PVGIS

Para determinar la irradiación solar en la ubicación de nuestro proyecto podemos

usar alguna de las herramientas “online” y gratuitas disponibles. Una de ellas puede ser la

el Software PVGIS que nos da la posibilidad de obtener los datos sobre irradiación solar

de la zona que deseemos estudiar.

Para ello introducimos los datos correspondientes a la ubicación que deseemos

estudiar en la web del desarrollador: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php

La apariencia de la aplicación es la mostrada en la Imagen 1.13 y el resumen del

informe creado por la aplicación, el mostrado en la Tabla 1.9.

Imagen 1.13. Aplicación PVGIS para el cálculo de Irradiación solar en la zona afectada por nuestro proyecto.

39

Los datos sobre irradiación solar media para la ubicación de nuestra instalación es

de 5.1 Kw h /m2 según la web de Acceso a Datos de Radiación Solar de España (ADRASE),

siendo la irradiación solar mensual la siguiente:

Localización 37º19’42.4”N 3º46’47.3”W

Altitud 799 m.

Base de datos usada para determinar la radiación

PVGIS – CMSAF

Potencia nominal del sistema 7,5 kW.

Pérdidas estimadas por alta temperatura y baja irradiación

12.2% (según datos locales de temperatura).

Otras pérdidas (cables, inversor, etc.) 14%.

Pérdidas combinadas 26.4%.

Mes Irradiación media mensual

Enero 4.41

Febrero 4.01

Marzo 4.47

Abril 4.59

Mayo 4.81

Junio 5.02

Julio 5.24

Agosto 5.45

Septiembre 5.01

Octubre 4.68

Noviembre 4.87

Diciembre 4.32

IRRADIACIÓN MEDIA TOTAL 4.74

Tabla 1.9. Datos sobre irradiación en la ubicación de la instalación.

Además, el informe recoge datos sobre la ubicación de nuestra instalación como

los mostrados en las siguientes gráficas:

40

Gráfica 1.6. Curvas de producción energética mensual respecto la superficie en la ubicación de la instalación.

Gráfica 1.7. Curva indicadora de altitud e inclinación solar en la ubicación de la instalación.

41

Gráfica 1.8. Curva variación anual de temperatura.

CERTIFICADO DE CONFORMIDAD

La compañía Solar Base Ltd. Certifica que:

De acuerdo con la ley de protección del consumidor, se otorgan 25 años de garantía

para el material del perfil, en este caso aluminio.

El acabado en el que se proporciona el perfil es el adecuado para que la garantía

haga efecto en caso de que así se requiera.

Los perfiles de aluminio se fabrican con aleaciones básicas EN AW-6060 (AlMgSi0,

5) y con la composición química conforme según la Norma Europea EN DIN 573-

33.

Las propiedades mecánicas de los perfiles de aluminio producidos cumplen en

virtud de la Norma Europea EN 755-2 DIN Brinell – Dureza según EN ISO656-1,

Ensayo de tracción según EN 10002.

El revestimiento de los perfiles se ajusta bajo la Norma Qualicoat con un espesor

de recubrimiento mínimo de 60 րm.

Los perfiles de aluminio anodizado se ajustan bajo el modelo Qualanod con una

clase media de anodizado de 15 mm. Previa solicitud y acuerdo especial con el

cliente, la clase de anodizado puede variar entre 5 y 30 mm.

GARANTÍA

Se adjunta certificado de garantía oficial.

42

Imagen 1.14. Certificado de garantía de la estructura Base Solar Ltd. modelo XPORTRAIT.

43

1.1.5. TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA APLICADA.

Principio de funcionamiento de una célula solar.

Las células fotovoltaicas están compuestas por materiales semiconductores que

hacen posible la conversión de la energía solar en eléctrica, lo que se denomina efecto

fotoeléctrico.

Este fenómeno se logra llegando a cabo el dopaje del material semiconductor

mediante elementos químicos con lo que se consiguen crear dos capas conductoras

denominadas “P” con exceso de carga positiva y “N” con exceso de carga negativa.

Dicho desequilibrio da lugar a la creación de un campo eléctrico junto a la capa

límite de la célula donde incide el sol provocando una dispersión de las cargas de distinto

signo.

Previamente, para comprender el principio fotoeléctrico debemos entender el

funcionamiento de las células solares de las que cabe comentar que toda radiación de luz

solar está compuesta por fotones. Estas partículas llevan asociado un valor de energía que

depende de la longitud de la onda (𝞴) de la radiación y cuyo valor se determina por la

siguiente expresión:

𝐸 =ℎ∗𝑐

𝜆 (1.5)

Donde (h) es la constante de Planck y (c) la velocidad de la luz.

Ecuación 1.5. Energía asociada a un fotón.

44

Cada célula fotovoltaica básica aporta aproximadamente 0,5 voltios de corriente

continua que equivalen a unos 3 watios por lo que para obtener más tensión, hacemos una

agrupación en serie de estas células, con lo que obtenemos un panel solar.

Por ejemplo, en el caso de los paneles utilizados en esta instalación, marca AXITEC

se disponen 60 células poli cristalinas que proporcionarán 30,7 voltios por cada panel.

La agrupación de los treinta paneles necesarios para nuestra instalación nos

aportará una tensión nominal de 921 voltios.

Leyenda de la imagen:

1) Electrodo negativo 2) Electrodo positivo 3) Silicio dopado N 4) Silicio dopado P 5) Capa barrera

Imagen 1.15. Representación gráfica de una célula solar y su comportamiento físico.

Tipos de tecnología.

En la actualidad se demanda la fabricación de dos tipos de células fotovoltaicas

principalmente. En ambos casos se recurre al silicio para su construcción, haciendo

distinción entre mono cristalino y poli cristalino.

45

En el primero de los casos se presenta un rendimiento mayor. Para su fabricación

se usa una masa fundida a partir de la que se obtiene el silicio el cual es cortado en láminas

que se transforman para obtener las células fotovoltaicas.

En el caso del silicio poli cristalino se obtiene un rendimiento máximo del 16%. En

este caso su fusión se realiza en bloques de mayor tamaño por lo que los defectos internos

del material tienen un tamaño superior, lo que incurre en un rendimiento menor.

Imagen 1.16. Representación gráfica de dos tipos de tecnologías aplicadas en paneles solares

Imagen 1.17. Composición interna del panel solar.

A pesar de que cada fabricante nos especifica las características de su panel

fotovoltaico, se toma como valores referencia para cálculo las siguientes condiciones:

Irridancia solar: 1000 W /m2.

Distribución espectral: AM 1,5 G.

Temperatura de la célula: 25º C.

46

Según las gráficas de funcionamiento siguientes podemos observar como el valor

de corriente generado por un panel solar crece según crece la radiación solar mientras que

la tensión disminuye según aumenta la temperatura en la célula, por lo que a partir de un

cierto punto, más radiación no equivale a más generación.

Gráfica 1.9. Curvas de funcionamiento según temperatura e irridancia solar en un panel solar.

47

JUSTIFICACIÓN DE LAS SOLUCIONES

ADOPTADAS

48

ÍNDICE

1.2. JUSTIFICACIÓN DE LAS SOLUCIONES ADOPTADAS.……………………49

1.2.1. VALORACIÓN DE LAS OPCIONES PROPUESTAS........................49

1.2.1.1. Instalación fotovoltaica.......................................................................50

1.2.1.2. Instalación convencional....................................................................50

1.2.1.3. Instalación con combustible fósil........................................................50

1.2.2. COMPARATIVA ECONÓMICA.........................................................51

1.2.2.1. Instalación fotovoltaica.......................................................................51

1.2.2.2. Instalación convencional....................................................................51

1.2.2.3. Instalación con combustible fósil........................................................52

1.2.2.4. Conclusión del análisis.......................................................................52

1.2.3. COMPARATIVA ENERGÉTICA........................................................53

1.2.3.1. Instalación fotovoltaica.......................................................................54

1.2.3.2. Instalación convencional....................................................................54

1.2.3.3. Instalación con combustible fósil........................................................55

1.2.4. COMPARATIVA MEDIOAMBIENTAL...............................................55

1.2.4.1. Instalación fotovoltaica.......................................................................55

1.2.4.2. Instalación convencional....................................................................56

1.2.4.3. Instalación con combustible fósil........................................................57

1.2.4.4. Conclusión del análisis.......................................................................59

49

1.2. JUSTIFICACIÓN DE LAS SOLUCIONES ADOPTADAS.

La ejecución de este proyecto cumple desde su inicio hasta su puesta en

funcionamiento con un propósito totalmente eficiente en términos energéticos.

Comenzando por una alimentación totalmente autónoma mediante tecnología de

última generación en materia de energía renovable, la cual en apartados posteriores nos

encargaremos de demostrar sus ventajas económicas y medioambientales respecto a

una alimentación convencional mediante una línea eléctrica o un grupo electrógeno.

Igualmente, la perforación y explotación del subsuelo ha sido previamente

estudiada mediante el correspondiente proyecto hidrogeológico y estará controlada

mediante la instalación de un contador que registrará los metros cúbicos de agua

bombeada, por lo que se asegurará el cumplimiento de la normativa vigente al respecto.

Finalmente, la decisión de construir un embalse de almacenamiento de agua

asegurará el aprovechamiento completo del agua extraída del subsuelo por lo que no

habrá desaprovechamiento de recursos.

A pesar de todo lo expuesto, consideramos oportuno plasmar a modo comparativo

diversas opciones energéticas que podrían tenerse en cuenta a la hora de desarrollar

esta instalación.

1.2.1. VALORACIÓN DE LAS OPCIONES PROPUESTAS.

adfaadfadfadfadsffad fadfadfadsf f

fdfdf A pesar de que nuestra intención consiste en abastecer eléctricamente la

instalación mediante un conjunto de paneles solares fotovoltaicos, este proyecto incluye un

estudio sobre la viabilidad del método seleccionado para electrificar la instalación.

Por ello, a continuación se exponen tres posibilidades energéticas para esta

instalación que más adelante iremos valorando y descartando hasta llegar a la solución

óptima adoptada en la instalación.

50

1.2.1.1. Instalación fotovoltaica.

En el caso concreto de nuestra instalación, podemos adelantar que la instalación

fotovoltaica tendrá un coste de montaje mayor al de una instalación eléctrica convencional

de alta tensión, con el inconveniente de que la instalación fotovoltaica solo se dimensionará

para ser usada como abastecimiento del motor destinado a regadío mientras que una

instalación convencional podría tener un alcance de abastecimiento mucho mayor.

A pesar de ello, a medio y largo plazo será más económica que la instalación

eléctrica convencional debido al precio de la electricidad y a la exclusiva utilización del

terreno para labores agrícolas, lo que hace inviable el uso de la electricidad para otro fin

que el proyectado.

1.2.1.2. Instalación convencional.

El principal inconveniente de llevar a cabo una instalación eléctrica convencional

frente a una de energía renovable es la distancia a la que se encuentra la línea más cercana

lo que eleva considerablemente el importe de la instalación haciéndola casi tan cara como

la opción elegida.

Como se ha comentado anteriormente, el factor económico, junto a la imposibilidad

de urbanizar, construir o dar alguna otra utilidad que la prevista al suministro eléctrico hacen

prescindible contar con una fuente eléctrica más estable por lo que en principio se descarta

otra opción.

A pesar de ello, pretendemos realizar una demostración en términos económicos

para bien del cliente por lo que mostraremos una breve comparación entre el coste,

mantenimiento y pago de cuotas de ambas instalaciones durante los primeros 30 años de

vida, a esta comparativa le proseguirá un estudio medioambiental comparativo.

1.2.1.3. Instalación combustible fósil.

También se plantea la opción de abastecer la instalación mediante un equipo

alimentado por combustibles fósiles, en concreto un grupo electrógeno diésel.

Esta será la opción más económica en cuanto a equipamiento, pero

medioambientalmente la menos favorable. Además, la vida útil del grupo electrógeno, el

coste de las reparaciones y la elevada cuota fija producida por el consumo de combustible

nos hacen rechazar dicha opción.

51

El uso de un combustible no renovable hace inviable una instalación con una vida

útil de treinta años como es nuestro caso. Pero sobre todo su precio hace insostenible la

rentabilidad de la instalación.

1.2.2. COMPARATIVA ECONÓMICA.

En este apartado realizamos la comparación económica de las distintas opciones

de abastecimiento eléctrico de la instalación que se pretende realizar con el presente

proyecto.

1.2.2.1. Instalación fotovoltaica.

o Montaje de instalación fotovoltaica ⇨ 25 748 €.

o Mantenimiento durante los primeros 30 años (incluye sustitución de placas

fotovoltaicas después de los primeros 25 años de antigüedad) ⇨ 14 820 €.

o Pago de cuotas y tasas a la compañía eléctrica ⇨ 0 €. *

o Coste de la electricidad estimado para 30 años de 3kw ⇨ 0 €.

o Coste Total ⇨ 40 568 €.

*La instalación es totalmente autónoma y no está conectada a la red convencional por lo que no paga ningún

tipo de impuesto por servicios externos.

1.2.2.2. Instalación convencional.

o Montaje y construcción de Línea de alta tensión de 1,2 km. ⇨ 22 540 €.

o Mantenimiento durante los primeros 30 años ⇨ 2 500 €.

o Pago de cuotas y tasas a la compañía eléctrica ⇨ 450 €.

o Coste de la electricidad estimado para 30 años de 3kw ⇨ 50 € / Mensuales

x 12 Meses x 30 Años ⇨ 18 000 €.

o Coste Total ⇨ 43 490 €.

52

1.2.2.3. Instalación con combustible fósil.

o Adquisición del grupo electrógeno

ITC POWER 8 kW 11 kva trifásico ⇨ 4 492,12 €.

o Cuota de mantenimiento medio durante 30 años ⇨ 9 000 €.

o Pago de cuotas y tasas a la compañía eléctrica ⇨ 0 €.

o Coste de la electricidad estimado para 30 años de 3kw ⇨ 0 €.

o Consumo de combustible estimado para 30 años

(Consumo 4 litros / hora) ⇨ 65 000 €.

o Coste Total ⇨ 78 492,12€.

1.2.2.4. Conclusión del análisis.

Como se puede apreciar en la Gráfica 2.1, la inversión inicial de la instalación

fotovoltaica es mayor pero el coste de la electricidad rápidamente eleva el coste de la

opción de la línea eléctrica. Lo mismo ocurre con la instalación diésel, cuya inversión inicial

es muy económica pero la vida útil de la maquinaria y el elevado coste de combustible

hacen ascender el precio de la instalación.

Al cabo de los 20 años, con la renovación de las placas fotovoltaicas las inversiones

vuelven a asemejarse, salvo en la instalación fósil que sigue su aumento constante debido

al gasto de combustible. Al cabo de apenas dos años comienza de nuevo a incrementarse

el coste de la opción eléctrica convencional.

Solo en términos económicos ya es más rentable la opción solar, además es más

limpia y segura que las otras opciones. Pero existen muchas más razones para decantarse

por esta opción.

53

Gráfica 2.1. Comparativa Instalación Solar – Instalación Convencional – Instalación Fósil.

Con el fin de aportar más datos económicos sobre esta instalación procederemos

a continuación a exponer el precio de la producción energética necesaria para dicha

explotación en cada una de las tres alternativas que en el apartado “1.2. Justificación de

las soluciones adoptadas” se proponían.

Para ello, teniendo en cuenta al precio actual de la electricidad estimaremos tanto

la cantidad de energía que nuestra instalación necesitará como el precio de su producción,

evaluado anualmente.

1.2.3. COMPARATIVA ENERGÉTICA.

En este apartado, continuando con nuestra intención de comparar las distintas

opciones de electrificación de la instalación, realizamos la correspondiente exposición en

referencia a consumo eléctrico en cada una de dichas opciones.

Para ello, procedemos a estimar el consumo eléctrico de nuestra instalación (KW /

Hora) siendo conocida la potencia que requiere la moto bomba sumergida, único

consumidor de la instalación y las horas de funcionamiento del plan de riego establecido

en el punto “1.3. Cálculos Justificativos”.

4.000 €

14.000 €

24.000 €

34.000 €

44.000 €

54.000 €

64.000 €

74.000 €

1 2 3 4 5 6

Comparativa Solar - Fotovoltaica - Fósil

SOLAR CONVENCIONAL FÓSIL

0 5 10 15 20 25 30 años

54

o Potencia de la bomba sumergida 4Cv ⇨ 2940 W / Hora.

o Horas anuales de riego ⇨ 540 horas / Año.

o Consumo eléctrico anual ⇨ 2940 Watios / hora x 540 horas / año = 1,588 MW / año.

1.2.3.1. Instalación fotovoltaica.

Como se ha comentado anteriormente en esta comparativa económica, al tratarse

de una instalación aislada de la red, la producción solar fotovoltaica no está sometida a

ningún tipo de tasa ni impuesto en cuando a su producción energética.

No sería así en el caso de que la instalación fotovoltaica fuese parte de una

instalación conectada a su vez a una línea eléctrica convencional en cuyo caso sí

supondría un coste para el propietario de la instalación debido a la nueva ley para

autoconsumo establecida en España para productores energéticos mediante energías

renovables de forma paralela a la red eléctrica en forma de autoconsumo. RD 900/2015,

de 9 de octubre.

1.2.3.2. Instalación convencional.

Atendiendo a las condiciones del mercado eléctrico actual en España, podemos

establecer el coste económico que supondrá nuestra instalación en cuanto a consumo

eléctrico anual.

Tasas Fijas

Potencia Contratada (3,45kW). 36.54 € Año.

Impuesto de electricidad. Alquiler de equipos.

21.37 € Año.

Precio kW 5.5328 € / kW Año.

Consumo 1588 kW / Año.

Gasto económico TOTAL 789 ,71 € / Año.

Tabla 2.1. Gasto económico de la instalación eléctrica convencional.

55

1.2.3.3. Instalación con combustible fósil.

Como última alternativa, exponíamos la posibilidad de instalar un grupo electrógeno

diésel para alimentar la bomba subterránea. En términos de gasto energético podemos

establecer el coste de producir dicha energía conociendo el consumo del grupo generador.

Consumo grupo electrógeno 11 Kva.

4 litros / hora.

Tiempo de funcionamiento anual de la instalación.

540 horas / Año.

Coste energético anual del grupo electrógeno

2160 € / Año.

Tabla 2.2. Gasto económico de la instalación abastecida con un grupo electrógeno diésel.

1.2.4. COMPARATIVA MEDIOAMBIENTAL.

En términos medioambientales, comparar una energía renovable con cualquier otra

no tiene demasiado sentido pero aun así aprovechamos para crear conciencia sobre la

importancia de implantar las energías renovables frente a otras tradicionales ya que sin

duda están demostrando que son la solución presente y futura para frenar el calentamiento

global y otros desastres medioambientales presentes en la actualidad.

1.2.4.1. Instalación fotovoltaica.

El único contaminante medioambiental del que podríamos hablar en este apartado

sería del producido en la fabricación del producto o en el montaje del mismo ya que una

vez puesta en funcionamiento la instalación solar fotovoltaica no emite ningún tipo de

contaminante acústico, térmico ni de ningún otro tipo.

En cuanto a la contaminación producida en su fabricación, dependerá del tipo de

panel empleado. La mayoría están formados por cuarzo, la forma más común de sílice.

Debido a que el cuarzo se extrae de las minas, aquí reside el primer problema que no es

otro que la exposición de los mineros a la silicosis pulmonar.

La refinación inicial convierte el cuarzo en silicio de grado metalúrgico, una

sustancia que se usa principalmente para endurecer el acero y otros metales. Este proceso

se lleva a cabo en hornos que precisan de energía. Por tanto en una u otra forma se

producen gases de efecto invernadero, en su mayoría dióxido de carbono y dióxido de

56

sulfuro aunque en niveles insignificantes que no causan mayor daño a las personas que

trabajan en las refinerías de silicio o al ambiente de una forma inmediata.

Sin embargo, el siguiente paso, convertir el silicio de grado metalúrgico en una

forma más pura llamada polisilicio, crea tetracloruro de silicio, un compuesto muy tóxico. El

proceso de refinación implica combinar el ácido clorhídrico con silicio de grado metalúrgico

para convertirlo en lo que se llama triclorosilano. Luego, el triclorosilano reacciona con el

hidrógeno agregado y produce polisilicio con tetracloruro de silicio a medida de tres o cuatro

toneladas de tetracloruro de silicio por cada tonelada de polisilicio, lo que si puede ser

considerado un problema medioambiental más serio.

1.2.4.2. Instalación convencional.

Teniendo en cuenta que la energía eléctrica convencional tiene diferentes fuentes

de producción, debemos ser conscientes de que no todas ellas contaminan en igual

medida. Aun así, muchas de ellas provienen de centrales que emiten gases contaminantes,

destacando sobre el resto las de carbón y ciclo combinado.

Para determinar dicho volumen de contaminación, recurrimos a la gráfica a tiempo

real de Red Eléctrica Española.

Gráfica 2.2. Toneladas / hora (tiempo real) de CO2 generadas por la producción

De energía eléctrica en centrales eléctricas.

57

1.2.4.3. Instalación con combustible fósil.

Los gases más perjudiciales para la capa de ozono son los denominados gases de

efecto invernadero. Entre ellos se encuentran los gases de escape de los motores de

combustión interna. Por tanto, nuestra alternativa mediante un equipo electrógeno diésel

es altamente perjudicial a los aspectos ambientales.

Gráfica 2.3. Composición de los gases de escape de un motor de combustión interna.

Podemos determinar las propiedades de todos los gases que expulsa el escape

del grupo generador diésel.

Nitrógeno (N2). El nitrógeno es un elemento químico de número atómico 7, masa atómica

14,007. Es un gas incoloro, inodoro y no combustible, su proporción es de bastante

importancia en el aire que respiramos (78 % nitrógeno, 21 % oxígeno, 1 % otros gases).

La mayor parte del nitrógeno aspirado vuelve a salir puro en los gases de escape y sólo

una pequeña parte se combina con el oxígeno O2 (óxidos nítricos NOx).

Oxígeno (O2). Es un gas incoloro, inodoro e insípido. Es el componente más importante

del aire que respiramos (21 %). Es muy importante para el proceso de combustión, ya que

con una mezcla ideal el consumo de combustible debería ser total, pero en el caso de una

combustión incompleta, el oxígeno resultante será expulsado por el sistema de escape del

motor de combustión.

Agua (H2O). Es aspirada en parte por el motor (humedad del aire) o producida con motivo

de la combustión “fría“(fase de calentamiento del motor). Es un subproducto de la

combustión y es expulsado por el sistema de escape en forma de humo blanco que sale

58

por el escape, o en forma de condensación. Es un componente inofensivo presente en los

gases de escape.

Dióxido de carbono (CO2). Se produce al quemar el combustible. El carbono se combina

durante esa operación con el oxígeno aspirado. Es un gas incoloro, no combustible y vital

para la vida en la tierra. El dióxido de carbono es capaz de reducir el estrato de la atmósfera

que hace la función de protector contra la penetración de los rayos UV.

Monóxido de carbono (CO). Es el gas resultante de una mala combustión de

combustibles que contengan carbono. Es un gas sin inoloro, sin color pero muy peligroso.

Su aspiración puede causar rápidamente la muerte. Se encuentra en el humo de la

combustión. Respirar este tipo de gas produce en nuestro organismo una imposibilidad de

transporte de oxígeno a través de los glóbulos rojos.

Óxidos nítricos (NOx). También conocido como monóxido de nitrógeno, es una

combinación de nitrógeno y oxígeno. Es un gas incoloro, inoloro, insípido y poco soluble

en agua, un motor de combustión los produce debido a la alta presión, alta temperatura y

un exceso de oxígeno durante la combustión en el motor. Su combinación con oxígeno

produce dióxido de nitrógeno (NO2), cuya característica principal es su color rojo y su fuerte

olor.

Dióxido de azufre (SO2). El dióxido de azufre apenas está presente en los gases de

escape. Se trata de una sustancia reductora que en contacto con el aire y la humedad, se

convierte en trióxido de azufre. Es un gas incoloro, de olor penetrante, no combustible.

Plomo (Pb). A partir del día 1 de enero del año 2000 se prohibió la venta de gasolina Súper

97 octanos, por lo que el plomo, salvo como aditivo para vehículos antiguos, ha

desaparecido por completo en los gases de escape de los motores de combustión interna.

Hidrocarburos (HC). Son restos no quemados del combustible, que surgen en los gases

de escape después de una combustión incompleta. La mala combustión se puede deber a

la falta de oxígeno durante la combustión, denominada como mezcla rica o debido a una

baja velocidad de inflamación, conocida como mezcla pobre. Su presencia en los gases de

escape por tanto se debe a una mala regulación de la mezcla aire-combustible, por lo que

su presencia es evitable.

59

Partículas de hollín (MP). Los motores gasolina apenas las generan. Se presentan en

forma de hollín o cenizas. Sus efectos en el organismo humano aún son inciertos aunque

sí se sabe que al inhalarlos quedan depositados en los pulmones y las vías respiratorias.

Además de los gases emitidos, debemos tener en cuenta la contaminación acústica

producida por el funcionamiento del motor lo que dificultaría su puesta en funcionamiento

cerca de un núcleo urbano o una zona habitada, que aunque no sea el caso, sí que podría

afectar al hábitat natural de diversos seres vivos como animales salvajes, por lo que

tendríamos que insonorizar el motor, construir un habitáculo insonorizado y proteger el

motor contra ataques vandálicos, así como obtener el visto bueno y el correspondiente

informe medioambiental.

Cabe destacar que un grupo electrógeno de 11 kva como el propuesto en la

instalación alcanza los 99 db, equivalentes a una explosión pirotécnica y no muy lejanos a

los 120 db establecidos en el umbral del dolor.

1.2.4.4. Conclusión del análisis.

Tras este estudio, podemos estar completamente seguros de que la solución

adoptada frente a esta instalación es la más beneficiosa en numerosos aspectos, pero

sobre todo en los tres más importantes para nosotros: económico, medioambiental y

beneficio del cliente.

Como resultado final mostramos la siguiente gráfica resumen del estudio

anteriormente expuesto junto con los resultados del estudio económico del apartado

correspondiente.

Gráfica 2.4. Resumen comparativo Instalación Solar – Instalación Convencional – Instalación Fósil.

Inversión Económica (30 años). Contaminación Ambiental (Toneladas CO2)

RESUMEN ESTUDIOS COMPARATIVOS

Solar Fotovoltaica Electrica Convencional Combustible Fósil

60

CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS

61

ÍNDICE

1.3. CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS.……………………………………………….60

1.3.1. BOMBA SUMERGIBLE.................................................................................62

1.3.2. PLACAS FOTOVOLTAICAS.........................................................................68

1.3.3. VARIADOR....................................................................................................70

1.3.4. PROTECCIONES ELÉCTRICAS..................................................................73

1.3.5. ALMACENAMIENTO.....................................................................................74

62

1.3. CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS.

1.3.1. BOMBA SUMERGIBLE.

Para proceder a la elección de la bomba sumergible previamente debemos conocer

los datos tanto de la parcela que se pretende abastecer como las características de la

perforación:

FINCA

o 400 Olivos con riego por goteo.

o Divididos en 2 sectores.

o 3 Goteros por olivo de 4L/h cada uno.

o 2400 l/h x 2 sectores = 4800l/h ⇨80L/min.

Además, es preciso establecer un plan de riego para determinar la demanda:

PLAN DE RIEGO

o 6 Horas diarias por sector = 14 400 L / Diarios por 2 sectores ⇨ 28 800 L / Día.

o 6 Meses / Año (marzo-octubre).

o 15 Días / Mes.

o 90 Días al Año.

o 540 horas al Año.

Total Litros Año ⇨ 2 592 000 L / Año ⇨ 2592 m3 / Año.

Una vez realizada la perforación y con los datos obtenidos por el departamento

hidrográfico podemos determinar los datos necesarios sobre la perforación:

63

POZO

o 90 Metros de profundidad.

o Diámetro 140mm.

o Bomba compatible 4”.

o Nivel estático del agua 55 metros.

o Nivel dinámico 65 metros.

Para una bomba de 4cv (2940 w) con un consumo de:

I = 2940

√3 ∗ 400 ∗ 0.85= 5 A. (3.1)

Fórmula 3.1. Intensidad del motor consumidor.

El cálculo de conductor se realiza utilizando la Imax indicada por el fabricante del

motor eléctrico equivalente a la potencia en el eje de la bomba (7,8 Amperios). Se utilizará

una línea tripolar de 2,5 mm de cobre. El empalme sumergido se realizará mediante

soldadura y funda termo retráctil.

TUBERÍA

Disponemos de dos tramos de tubería en nuestra instalación. El principal y el que

más presión soportará será el que descienda por la perforación hasta la bomba. El otro tramo

irá desde la boca del pozo hasta el embalse e irá enterrado en zanja.

En ambos casos instalaremos una tubería de las mismas características. Debido a

su precio y manejabilidad decidimos instalar una tubería extrusionada flexible de PVC con

cubierta de poliéster de alta resistencia.

Guiándonos por la Gráfica 3.1 de presión del fabricante, la tubería que se utilizará

en toda la instalación será la descrita en la Tabla 3.1:

MODELO Material Diámetro Uso Presión

max. Rugosidad Color Norma

PN 15

PVC Alta densidad

50mm

Alimentario

15 atm.

0.0015mm

Negro bandas

azules

UNE12201

Tabla 3.1. Tubería utilizada en la instalación.

64

Gráfica 3.1. Relación presión - profundidad asociada al modelo de tubería.

Por último debemos calcular las perdidas primarias y secundarias de la instalación

en la tubería:

Pérdidas primarias:

𝐏𝟏 ∗ 𝐕𝟏

𝐠+

𝐜𝟏𝟐

𝟐𝐠+ 𝐳𝟏 =

𝐏𝟐 ∗ 𝐕𝟐

𝐠+

𝐜𝟐𝟐

𝟐𝐠+ 𝐳𝟐 + 𝐇𝐫𝐩 (3.2)

Fórmula 3.2. Pérdidas Primarias en tubería abierta.

𝐇𝐫𝐩 = 𝛌 ∗𝐋

𝐃∗

𝐜𝟐

𝟐𝐠 (3.3)

Fórmula 3.3. Pérdidas Primarias a lo largo de la tubería.

Al tratarse de una tubería abierta podemos reducir la formula y deducir que las

perdidas primarias de la misma vendrán dadas por la diferencia de altura en la instalación.

Hrp = z2-z1 (m) (3.4)

Fórmula 3.4. Deducción de la fórmula de Pérdidas Primarias.

65

Pérdidas secundarias:

Hrs = ξ ∗c2

2g (3.5)

Fórmula 3.5. Pérdidas Secundarias en elementos de la instalación.

Entrada deposito:

Hrs =c2

2g (3.6)

Fórmula 3.6. Pérdidas Secundarias en entrada de depósito.

Elementos utilizados en la instalación.

2 Válvula de globo totalmente abierta: ξ=10

3 Codos 90º standard: ξ=0,9 x 3 = 2,7

Hrs = 22,7 ∗1.11x10−3

2∗9.8+

1.11x10−3

2∗9.8= 1,34x10−3 metros (3.7)

Fórmula 3.7. Pérdidas Secundarias Totales.

PERDIDAS PRIMARIAS

(metros) PERDIDAS SECUNDARIAS

(metros) TOTAL

(metros)

DESNIVEL TERRENO

DESNIVEL POZO

1,34x10−3

125,00134

45 80

Tabla 3.2. Pérdidas Primarias y Secundarias de la Instalación.

La potencia necesaria en el eje de la bomba será como mínimo:

𝑊 =𝑄∗𝐻

0.75𝑥 0.75 =

2∗125.00134

0.75𝑥 0.75 = 4,44 𝐶𝑉. (3.8)

Fórmula 3.8. Potencia en eje de la bomba.

Siendo la potencia del motor de accionamiento de 4,44 x 1.25= 5,55CV. Esta será

la potencia a la que se realizarán los cálculos de Imax. Para establecer la sección y

protecciones de la instalación. Imax. = 7,8 A.

66

De acuerdo con la tabla de características del fabricante podemos determinar que

la moto bomba que necesitamos para nuestro proyecto es la siguiente:

SAER FS-98 D/26 3Kw 4 C.V. 4” Sumergible trifásica 400v 7,9 A

1.1l/Seg 4 m3/h a 138m

Imagen 3.1. Tabla de características hidráulicas del fabricante de la bomba.

Cabe destacar la importancia de que el motor trabaje en unos niveles de seguridad

dentro de la profundidad en la columna de agua del pozo adecuada. Para asegurar esta

premisa, principalmente se recurre a la instalación de un equipo de sondas pero además

debemos comprobar que la moto bomba esté al menos 10 metros bajo el nivel del agua.

Para mejorar el rendimiento de funcionamiento de la moto bomba debemos instalar

un modelo acorde con el caudal que se precisa en la instalación y el volumen de agua de

la perforación. Para determinar estos datos recurrimos a las tablas y gráficas facilitadas por

el fabricante y expuestas con anterioridad.

67

Por tanto el punto de funcionamiento óptimo de la moto bomba será aquel en el que

se suministre el caudal más próximo a punto de rendimiento óptimo de la bomba, el cual

se puede calcular a partir de la siguiente expresión.

𝐾𝑊ℎ = 𝑄∗𝐻

367∗ ր; ր = 0,5 (3.9)

Fórmula 3.9. Cálculo de consumo energético de la bomba en función del rendimiento, caudal y columna de agua.

Para los cálculos de nuestra instalación, obtenemos un rendimiento del 50% en las

condiciones de trabajo dadas.

Otro aspecto a tener en cuenta en cuanto a su influencia en el rendimiento de la

bomba es su diámetro ya que cuanto mayor sea este, más aumentará su rendimiento debido

a su fisionomía interna. El diámetro de la moto bomba vendrá limitado por el diámetro de la

perforación. En una perforación con poca diferencia de diámetro respecto al diámetro del

cuerpo de la moto bomba se producirán enormes pérdidas debido a las turbulencias en tan

reducido espacio. Esto además impide una correcta refrigeración de la misma.

Imagen 3.2. Espacio mínimo entre bomba y perforación. Imagen sección de la bomba.

68

Dicho espacio mínimo entre perforación y moto bomba sumergible se puede

determinar mediante la siguiente expresión.

𝑉 = 𝑄∗354

(𝐷^2−𝑑^2)= 0,5

𝑚

𝑠 (3.10)

V (m/s) es la velocidad del agua en el hueco existente alrededor de la bomba. Su valor máximo será de 3 m/s. Así

limitaremos las pérdidas de carga por fricción.

Fórmula 3.10. Distancia mínima entre bomba sumergible y perforación.

Para los cálculos de nuestra instalación, con los diámetros de perforación y moto

bomba ya pre establecidos, obtenemos una velocidad del agua de 0.05 m/s, por lo que

estamos por debajo de los 3 m/s de valor máximo establecidos por el fabricante, lo que nos

indica que hemos hecho una buena elección a la hora de dimensionar la moto bomba.

1.3.2. PLACAS FOTOVOLTAICAS.

Seleccionamos el tipo de placa que creemos conveniente de acuerdo a nuestras

necesidades y a continuación realizamos el planteamiento energético que requiere nuestra

instalación para el modelo de placa seleccionado.

Las placas fotovoltaicas expresan sus magnitudes eléctricas según las propiedades

reunidas en cada célula que compone los paneles en las condiciones nominales de

funcionamiento. Por ejemplo, la potencia nominal se indica como Wp (Watios pico), que se

define como la cantidad de energía por cada célula o módulo fotovoltaico en condiciones de

radiación nominales.

Tendremos en cuenta un coeficiente de seguridad para el cálculo de la

instalación de 1,6.

Marca: AXITEC AXIPOWER POLI CRISTALINO DE 60 CÉLULAS.

Modelo: AC-250p/156-60s

Imagen 3.3. Resumen de Características de la Placa Fotovoltaica seleccionada.

69

A continuación, realizamos el planteamiento energético para determinar el

número de placas que requiere la instalación:

o Potencia demanda por hora: 3000 Wp x 1.6 = 4800 Wp.

o Tiempo de riego: 6 horas de riego diarias ⇨ 6 * 3000 Wp x 1.6 = 28 800 Wp

Solar.

o Potencia de cada serie de placas: (10 x 250 Wp) x 3 =7500 Wp.

El planteamiento energético nos indica que:

o Se precisan: 3 series de 10 placas.

o Que cumplen la demanda prevista para 4Cv trifásica 230v ⇨30 placas de 250

Wp cada una.

o Será alimentado con una línea monofásica atendiendo al criterio de Imax

Admisible del conductor = 24 Amperios, para un cable PV ZZ-F unipolar de cobre

de 4mm2 bajo tubo. Lo que cumple con la Imax de la bomba sumergible = 7,8 A.

También podemos calcular el número de paneles solares mediante ecuaciones:

𝑁. 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑎𝑑𝑜 ∗ 𝐶𝑜𝑒𝑓. 𝑆𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑

𝑃𝑚𝑝𝑝 ∗ 𝐻𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟𝑒𝑠 ∗ 𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 (3.11)

𝑁. 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 = 7,5

𝑘𝑊ℎ

250 𝑤 ∗ 4.74 ∗ 50% = 13 𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠 ∗ 1.6 = 21 𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠 (3.12)

Fórmulas 3.11. , 3.12. Cálculo del número de módulos fotovoltaicos.

70

Aparentemente la instalación estaría sobre dimensionada pero debido a las

perdidas y la incertidumbre sobre las condiciones meteorológicas se instalan 9 placas más

de las calculadas.

1.3.3. VARIADOR.

Se ha elegido el siguiente variador de corriente para la instalación, ya que es el

recomendado por el fabricante para el tipo de placa fotovoltaica elegida.

VARIADOR: OMROM MX2

Imagen 3.4. Placa de características Variador OMROM MX2, modelo similar al instalado (V = 230 V).

Su conexión se realiza de la siguiente forma:

INPUT: 2 bornes de Corriente Continua (Positivo y Negativo).

OUTPUT: 3 bornes de Corriente Alterna Trifásica (U, V, W).

Imagen 3.5. Bornes de conexión Variador OMROM MX2 A4022.

71

Imagen 3.6. Esquema eléctrico principal integrado en el variador OMROM MX2.

72

El variador instalado producirá una onda PWM (Pulse-Width Modulation). Se trata

de una señal digital, no considerada sinodal pero con el periodo sinodal deseado aunque

con mucho ruido como podemos observar en las siguientes Graficas 3.2, 3.3 donde

observamos la forma de la onda vista en osciloscopio y su representación gráfica.

Gráfica 3.2. Onda PWM producida por el variador Omrom MX2 vista en el osciloscopio.

Gráfica 3.3. Proceso de conversión a onda PWM producida por el variador OMROM MX2.

73

1.3.4. PROTECCIONES.

Procedemos a calcular las protecciones de los cuadros de mando y maniobra de la

instalación:

Todas las protecciones eléctricas estarán ubicadas dentro de un armario metálico

hermético de dimensiones 600 x 500 x 240 mm. Introducido a su vez en una marquesina

de obra. El armario estará provisto de una placa de montaje.

Para el cálculo de protecciones por sobrecargas se deben cumplir las siguientes

condiciones.

1. Ib ≤ In ≤ Iadm

2. Icd ≤ 1.45 ≤ Iadm

Ib = Intensidad de diseño del circuito.

In = Intensidad nominal del interruptor.

Iadm = Intensidad máxima admisible del cable conductor.

Como el material empleado para proteger la instalación no incluye fusibles, será

suficiente con hacer cumplir las dos ecuaciones en cada elemento de protección por

sobrecarga.

A la hora de realizar las protecciones por cortocircuito se deben cumplir las

siguientes condiciones.

1. I2 * t ≤ Icu

2. PdC ≥ Isc, max

I = Intensidad de disparo.

T = tiempo de despeje (I2 * t).

Icu = I max. De cortocircuito soportada por el cable = Icu = K2 * S2.

PdC = Poder de corte del dispositivo.

Isc, max = I max. De cortocircuito prevista en la instalación.

74

Para la protección por sobretensión, debemos prestar especial atención en la

posibilidad de este fenómeno debido a la descarga de tormentas eléctricas sobre los

elementos metálicos de la instalación al encontrarse estos al aire libre.

Para ello, podemos prever la instalación de pararrayos o auto válvulas junto a los

elementos a proteger que se encargarán de descargar la corriente que circule por ellos.

CUADRO DE PROTECCIÓN:

INTERRUPTOR GENERAL: 4x 16 A ⇨ Imax de la instalación 14 A.

INTERRUPTOR MAGNETO TÉRMICO: 4 x 25 A ⇨ Imax de la instalación

7,8 A.

INTERRUPTOR DIFERENCIAL: 4 x 10 A. 300mA ⇨ Imax de la instalación

𝐼 =4080𝑤

400 𝑥 √3∗0.85 = 7 A. ⇨ 7,8 A.

CUADRO GENERAL DE MANIOBRA:

MAGNETO TÉRMICO GENERAL: 3 x 10 A ⇨ Imax de la instalación 7,8 A.

CONTACTOR: 3 x 16 A ⇨ Imax de la instalación 7,8 A.

MAGNETO TÉRMICO CONTROL DE NIVEL 2 x 10 A⇨ Mínimo exigido.

1.3.5. ALMACENAMIENTO.

La instalación requerirá de un almacenamiento que cumpla con el aforo de la

perforación, por lo que una vez conocidos los datos de nuestra perforación y de la bomba

sumergible podemos realizar el cálculo de nuestro embalse de almacenamiento que tendrá

las siguientes medidas:

75

Volumen del embalse (m3) = π * r2 * h

Altura = 3 metros

Diámetro = 6 metros

Volumen = 84,82 m3 = 84 820 litros.

La demanda de nuestra instalación era de 28 800 litros diarios, con el embalse

dimensionado se prevé una capacidad para tres días de riego. Así, en el caso de que

tuviésemos algún problema en la instalación o en la extracción dispondremos de un margen

de seguridad para poder seguir realizando la actividad dos días más.

76

DOCUMENTO 2

PLANOS Y ESQUEMAS DE LA

INSTALACIÓN

77

ÍNDICE

2. DOCUMENTO 2: PLANOS Y ESQUEMAS DE LA INSTALACIÓN……….……76

2.1. PLANO 1/9 IMAGEN TOPOGRÁFICA DE LA ZONA.................................79

2.2. PLANO 2/9 NUMERACIÓN DE PARCELAS.............................................80

2.3. PLANO 3/9 DELIMITACIÓN DE LA FINCA...............................................81

2.4. PLANO 4/9 PLANO PERFORACIÓN........................................................82

2.5. PLANO 5/9 INSTALACIÓN ELÉCTRICA...................................................83

2.6. PLANO 6/9 ESTRUCTURA PLACAS FOTOVOLTAICAS.........................84

2.7. PLANO 7/9 UNIDAD ELECTRÓNICA........................................................85

2.8. PLANO 8/9 UNIFILAR INSTALACIÓN ELÉCTRICA..................................86

2.9. PLANO 9/9 EMBALSE CIRCULAR METÁLICO.........................................87

78

79

37.328433,-3.779806

1 / 9

80

2 / 9

81

3 / 9

82

4 / 9

83

5 / 9

84

Vista lateral

Vista frontal

Arriostramiento

Vista trasera

6 / 9

85

7 / 9

86

8 / 9

87

9 / 9

88

DOCUMENTO 3

PLIEGO DE CONDICIONES

89

ÍNDICE

3. DOCUMENTO 3: PLIEGO DE CONDICIONES………………………..……88

3.1. OBJETO.............................................................................................91

3.2. GENERALIDADES.............................................................................91

3.3. APLICACIÓN DEL PROYECTO........................................................92

3.4. ORGANIZACIÓN DE LA OBRA........................................................92

3.4.1. DATOS DE LA OBRA........................................................................92

3.4.2. REPLANTEO DE LA OBRA..............................................................92

3.4.3. RECEPCIÓN DE MATERIAL............................................................92

3.4.4. ORGANIZACIÓN...............................................................................93

3.4.5. EJECUCIÓN DE LA OBRA...............................................................93

3.4.6. SUBCONTRATACIÓN DE LA OBRA................................................93

3.4.7. PLAZOS DE EJECUCIÓN.................................................................93

3.4.8. RECEPCIÓN PROVISIONAL............................................................93

3.4.9. PERIODO DE GARANTÍA.................................................................93

3.4.10. RECEPCIÓN DEFINITIVA.................................................................93

3.4.11. PAGO DE LA OBRA..........................................................................94

3.4.12. PAGO DE LOS MATERIALES UTILIZADOS....................................94

3.4.13. DISPOSICIÓN FINAL........................................................................94

3.5. DEFINICIONES...................................................................................94

3.5.1. RADIACIÓN SOLAR..........................................................................94

3.5.2. GENERADORES FOTOVOLTAICOS...............................................94

3.5.3. ACUMULADORES DE PLOMO-ÁCIDO............................................96

3.5.4. REGULADORES DE CARGA............................................................97

3.5.5. INVERSORES...................................................................................97

90

3.6. DISEÑO..............................................................................................98

3.6.1. ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN.......................................................98

3.6.2. DIMENSIONES DEL SISTEMA.........................................................98

3.6.3. MONITORIZACIÓN...........................................................................99

3.7. COMPONENTES Y MATERIALES UTILIZADOS..............................99

3.7.1. GENERALIDADES............................................................................99

3.7.2. GENERACIÓN FOTOVOLTAICA....................................................100

3.7.3. ESTRUCTURA DE APOYO.............................................................101

3.7.4. ACUMULADORES..........................................................................102

3.7.5. INVERSORES.................................................................................102

3.7.6. CABLEADO.....................................................................................103

3.7.7. PROTECCIONES Y PUESTA A TIERRA.........................................104

3.8. PRUEBAS DE PUESTA EN FUNCIONAMIENTO..........................104

3.9. CONTRATO DE MANTENIMIENTO...............................................105

3.9.1. GENERALIDADES..........................................................................105

3.9.2. MANTENIMIENTO...........................................................................105

3.9.3. GARANTÍA DE LA INSTALACIÓN...................................................106

91

3. DOCUMENTO 3: PLIEGO DE CONDICIONES.

3.1. OBJETO.

Establecer qué condiciones técnicas mínimas se deben cumplir en instalaciones del

tipo fotovoltaicas aisladas de la red.

Establecer las condiciones del proceso de realización, montaje y supervisión del

proyecto hasta su puesta en funcionamiento.

Valorar la calidad final de la instalación en términos del servicio energético prestado

y de la integración en el entorno.

La aplicación de este pliego de condiciones técnicas afecta a todos los apartados

del proyecto sea de la naturaleza que sean.

3.2. GENERALIDADES.

1. El presente pliego de condiciones es de aplicación íntegra a cualquier instalación

fotovoltaica que se encuentre aislada de la red y cuyo destino sea:

Electrificación de viviendas y edificios de uso público.

Alumbrado público.

Explotaciones agropecuarias.

Bombeo y tratamiento de aguas.

Aplicaciones mixtas con otras fuentes de energías renovables.

2. Su aplicación también podrá afectar a otras instalaciones distintas a las expuestas

en el punto 1. siempre que guarden similitudes técnicas.

3. En cualquier caso, toda la normativa que afecte a instalaciones solares fotovoltaicas

deberá ser aplicada.

4. Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento

Electrotécnico para Baja Tensión (BOE. de 18-9-2002).

5. Código Técnico de la Edificación (CTE), siempre que sea aplicable.

92

6. Directivas Europeas de seguridad y compatibilidad electromagnética.

3.3. APLICACIÓN DEL PROYECTO.

Este apartado se refiere a una instalación solar fotovoltaica de 30 placas que

abastece un motor de extracción de agua sumergible de 4cv de potencia.

3.4. ORGANIZACIÓN DE LA OBRA.

La empresa contratista mandará a ejecutar la obra de la manera más eficaz. Se

seguirán siempre las órdenes del Director de Obra, teniendo en cuenta las condiciones

siguientes:

3.4.1. Datos de la obra.

El Ejecutor de la obra tendrá en su poder, una copia de los planos y pliego de

condiciones del Proyecto a realizar, así como, los datos o documentación necesaria para

la realización de la obra.

El Contratista tendrá en su poder en un máximo de quince días pasada la entrega

de la obra, una copia de los planos y documentos que se exigen con las características de

la obra ya finalizada. Se deberá entregar dos copias de dicho proyecto al Director de Obra.

Los cambios en el Proyecto solo pueden ser aprobados por escrito por el Director de Obra.

3.4.2. Replanteo de la obra.

El Director de Obra hará un replanteo de esta y se hará cargo de los gastos, datos

y referencias para conocer el lugar donde están ubicadas las obras. Se levantará por

duplicado un Acta de los datos obtenidos.

3.4.3. Recepción del material.

El material que se necesita lo aprobará el Director de Obra, estando al tanto de la

obra el Contratista.

93

3.4.4. Organización.

El Contratista será quien actúe de patrono legal, siendo el organizador de la obra y

tendrá que mantener informado al Director de Obra.

3.4.5. Ejecución de la obra.

Se ejecutarán las obras conforme al Proyecto, al Pliego de Condiciones y sus

especificaciones particulares.

3.4.6. Subcontratación de la obra.

Salvo que el contrato diga lo contrario, se podrá contratar a terceros para algunas

partes de la obra, haciéndolo saber al Director de Obra por escrito y sin superar el 50% del

presupuesto general de la obra.

3.4.7. Plazos de ejecución.

Dichos plazos comenzarán a contar a partir del replanteo. El Contratista estará

obligado a cumplir con los plazos del contrato. El Director de la obra podrá prorrogar la

fecha únicamente si es muy necesario.

3.4.8. Recepción provisional.

Se realizará pasados quince días de la petición del Contratista, debiendo estar

presente el Director de Obra y el representante del Contratista, levantando un acta de

conformidad. A partir de ese momento comenzará el plazo de garantía. En caso de algún

defecto en la obra se fijará un plazo al Contratista para solucionarlo. En caso de no cumplir

esta prescripción, al Contratista se le podrá rescindir el contrato.

3.4.9. Periodo de garantía.

Este periodo irá reflejado en el contrato. Hasta que se lleve a cabo la entrega

definitiva, el Contratista será responsable de la conservación de la Obra.

3.4.10. Recepción definitiva.

Finalizado el plazo de garantía o los seis meses de recepción provisional, se llevará

a cabo la recepción definitiva de las obras, levantando el Acta por duplicado y estando

presente el Director de Obra y el representante del contratista.

94

3.4.11. Pago de la obra.

Se abonará un 25% al comienzo de la misma y el 75% restante a su finalización,

donde se mostrarán las partes de la obra terminadas y ejecutadas en su totalidad y en los

plazos acordados. Esto se hará de acuerdo a los precios establecidos.

3.4.12. Pago de los materiales utilizados.

Se harán los pagos en función de los precios descompuestos, siempre que no haya

peligro de que se pierdan o desaparezcan. En caso de que esto ocurra, lo informará en el

acta de recepción de obra el propio Director de Obra.

3.4.13. Disposición final.

Si existe alguna Subasta o Concurso donde se incluya el Pliego de Condiciones, se

aceptará todas las clausulas correspondientes a este Pliego.

3.5. DEFINICIONES

3.5.1. Radiación solar.

Radiación solar: Es el conjunto de ondas electromagnéticas procedentes del sol.

Irradiancia: Esta magnitud describe la potencia incidente por unidad de superficie de todo

tipo de radiación electromagnética (kW/m2

).

Irradiación: Emisión de radiaciones luminosas, térmicas, magnéticas o de otro tipo en una

superficie por unidad de superficie y a lo largo de un cierto período de tiempo. (MJ/m2

o

kWh/m2

).

Año Meteorológico Típico de un lugar (AMT): Se trata de una forma de caracterizar el

clima mediante la identificación del mes que mejor representa las características medias

de ese mes a partir de registros de varios años. Para cada mes se elige un valor medio de

la irradiación diaria que coincida con el correspondiente a todos los años obtenidos de la

base de datos.

3.5.2. Generadores fotovoltaicos.

Célula solar o fotovoltaica: Es el elemento que se encarga de convertir la energía solar

en energía eléctrica.

95

Módulo fotovoltaico: Se entiende como el conjunto de células solares interconectadas

entre sí y encapsuladas entre láminas que las protegen de la intemperie. Panel fotovoltaico

es su definición más usual.

Célula de tecnología equivalente (CTE): Es la célula que usa una tecnología de

fabricación y encapsulado igual a la de los módulos fotovoltaicos que forman el generador

fotovoltaico.

Rama fotovoltaica: Es una agrupación de paneles fotovoltaicos interconectados entre sí,

ya sea en serie o en grupos serie-paralelo, su voltaje es el mismo que la tensión nominal

del generador.

Generador fotovoltaico: Es el grupo de ramas fotovoltaicas conectadas en paralelo.

Condiciones Estándar de Medida (CEM): Son aquellas condiciones tanto de Irradiancia

como de temperatura en la célula solar, que servirán de referencia para el estudio de

células, módulos o generadores fotovoltaicos. Se definen de la siguiente manera:

– Incidencia normal.

– Temperatura de la célula: 25 °C.

– Irradiancia (GSTC): 1000 W / m2.

– Distribución espectral: AM 1,5 G.

Potencia máxima del generador (potencia pico): Es la potencia máxima que puede dar

el módulo en las condiciones estándares de medida.

TONC: Es la temperatura de funcionamiento nominal de la célula, se define como la

temperatura que alcanzan las células solares cuando el módulo es sometido a una

Irradiancia de 800 W/m2

con distribución espectral AM 1,5 G, la temperatura ambiental es

de 20 °C y la velocidad del viento de 1 m/s.

POTENCIA NOMINAL o MÁXIMA (PMÁX): Es el valor máximo de potencia que se puede

obtener del panel, y se obtiene del producto entre la tensión y la corriente de salida del

panel. Para el módulo seleccionado en nuestra instalación, el valor de PMÁX = 250 Wp.

96

TENSIÓN EN CIRCUITO ABIERTO (VOC): Valor máximo de voltaje medido en el panel en

el caso de no haber paso de corriente entre los bornes del mismo (intensidad de 0

amperios). Para el módulo seleccionado, el valor de VOC = 37,8 V.

INTENSIDAD DE CORTOCIRCUITO (ISC): Máxima intensidad en el panel fotovoltaico.

Para el módulo seleccionado, el valor de ISC = 8,71 A.

TENSIÓN EN EL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA (VM ó VMÁX): Tensión en el punto de

máxima potencia. Para el módulo seleccionado, el valor de VMP = 30,7 V.

INTENSIDAD DE CORRIENTE MÁXIMA (IM ó IMÁX): Valor de la corriente en el punto de

máxima potencia o potencia pico. Para el módulo seleccionado, el valor de IMP = 8,18 A.

Todos estos valores obtenidos en las condiciones estándar (CEM) citadas

anteriormente.

3.5.3. Acumuladores de plomo-ácido.

Acumulador: Grupo de baterías conectadas eléctricamente.

Batería: Se trata de una fuente de voltaje continuo cuya constitución está conformada por

un grupo de vasos electroquímicos conectados entre sí.

Auto descarga: Efecto por el cual la batería sufre una pérdida de carga debido a la

apertura del circuito. Normalmente se indica como un porcentaje de la capacidad nominal

medida durante un mes, y a una temperatura de 20 °C.

Capacidad nominal C (Ah): Se trata de la cantidad de carga que se puede extraer de una

batería en 20 horas, se realiza a una temperatura de 20 °C y finaliza cuando la tensión

entre sus terminales es de 1,8 V/vaso.

Capacidad útil: Será la capacidad disponible o útil de la batería. También definida como

la capacidad nominal por la profundidad máxima de descarga permitida.

Estado de carga: Se trata de la división de la capacidad residual de una batería, en estado

parcialmente descargado, y la capacidad nominal de la misma.

97

Profundidad de descarga: Es la carga extraída de una batería entre su capacidad

nominal. Se expresa en %.

Régimen de carga (o descarga): Este valor relaciona la capacidad nominal de la batería

con el valor de la intensidad a la cual se carga descarga la batería. Se suele expresar en

horas, y se indica con un subíndice en el símbolo de la capacidad y de la corriente a la cual

se realizan dichas operaciones de carga y descarga.

Vaso: Es la celda electroquímica que forma la batería, su tensión nominal aproximada es

de 2 V.

3.5.4. Reguladores de carga.

Regulador de carga: Es el dispositivo de protección que utiliza la batería para protegerse

frente a sobrecargas y sobredescargas. Podría existir otro elemento en el sistema que se

encargue de realizar estas funciones.

Voltaje de desconexión de las cargas de consumo: Es el voltaje de la batería por debajo

del cual el suministro de electricidad a las cargas de consumo se verá interrumpido.

Voltaje final de carga: Es el voltaje de la batería por encima del cual la conexión entre el

generador fotovoltaico y la batería se verá interrumpido. Se puede dar el caso que en lugar

de la interrupción se produzcan una reducción gradual de la corriente entregada por el

generador.

3.5.5. Inversores.

Inversor: Elemento de la instalación encargado de convertir la corriente continua en

corriente alterna.

VRMS: Valor eficaz de la tensión alterna de salida.

Potencia nominal (VA): Es la potencia que especifica el fabricante, y que el inversor será

capaz de entregar.

98

Capacidad de sobrecarga: Será la capacidad que tenga el inversor para entregar potencia

por encima de la nominal durante cierto tiempo.

Rendimiento del inversor: Es la relación que existe entre la potencia de salida y la

potencia de entrada del inversor. El rendimiento dependerá de la potencia y de la

temperatura a la que opere el inversor.

Factor de potencia: Es la relación que presenta la potencia activa (W) entre la potencia

aparente (VA) presente a la salida del inversor.

Distorsión armónica total THD (%): Es el parámetro que utilizaremos para indicar el

contenido en armónicos que posee la onda de tensión de salida. Se define como:

𝑇𝐻𝐷 (%) = 100 √∑ ∗𝑉2 𝑛

𝑛=∞𝑛=2

𝑉1 (5.1)

Donde V1 es el armónico fundamental y Vn es el armónico enésimo.

Fórmula 5.1. Distorsión armónica Total.

3.6. DISEÑO.

3.6.1. Orientación e inclinación.

Las pérdidas de radiación causadas por la orientación e inclinación de los paneles

no serán superiores a los valores de la tabla 7.

Pérdidas por radiación Valor máximo permitido (%)

Orientación e inclinación 20

Sombreado 10

Combinado 20

Tabla 5.1. Pérdidas máximas admitidas en los paneles solares.

La determinación de dichas pérdidas vendrá estipulada por las condiciones propias

del fabricante de los paneles solares que indicará en su guía la orientación e inclinación

idóneas. Además, en el plano correspondiente se indicará la inclinación.

3.6.2. Dimensiones del sistema.

A parte de las indicaciones a seguir por el fabricante de cada elemento de la

instalación, se incluirán en este proyecto los cálculos elementales que nos lleven a dichos

resultados.

99

Se realizará una estimación del consumo de la instalación del que se aportarán

unos resultados representativos.

Como criterio general, se valorará el aprovechamiento energético de la radiación

solar en la instalación.

3.6.3. Monitorización.

El inversor instalado reportará las siguientes medidas eléctricas para su posible uso

en estudios energéticos.

– Tensión continua e intensidad del generador.

– Potencia CC consumida, incluyendo el inversor como carga CC.

–No será necesario mostrar la potencia CA consumida en instalaciones cuya aplicación es

exclusivamente el bombeo de agua.

– Contador volumétrico de agua.

– Radiación solar en el plano de los módulos medida con un módulo o una célula de

tecnología equivalente.

– Temperatura ambiente en la sombra.

Los datos serán expresados en función de medias horas.

3.7. COMPONENTES Y MATERIALES EMPLEADOS.

3.7.1. Generalidades.

Todas las instalaciones deberán cumplir con las exigencias dispuestas en el

Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión vigente.

Se debe asegurar un aislamiento eléctrico básico (clase I) para equipos y

materiales.

Se deben incluir todos los elementos de seguridad que se estimen necesarios para

proteger a las personas frente a contactos directos e indirectos.

100

Es recomendable la utilización de equipos y materiales de aislamiento eléctrico de

clase II.

Se deben incluir todas aquellas protecciones que se estimen necesarias para

proteger a la instalación frente a cortocircuitos, sobrecargas o sobretensiones.

Todos aquellos materiales que estén situados a la intemperie se deben proteger

contra agentes ambientales y especialmente contra la radiación solar y la humedad. Los

equipos que se encuentren a la intemperie poseerán un grado mínimo de protección IP65,

y aquellos que sean de interior, IP20.

Todos los equipos electrónicos de la instalación tendrán que cumplir con la

normativa en Seguridad Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética

3.7.2. Generación fotovoltaica.

Los módulos fotovoltaicos instalados deberán satisfacer las especificaciones UNE-

EN 61215 para módulos de silicio cristalino. Se entregará la documentación del fabricante

que lo certifique.

El módulo instalado deberá llevar inscrito claramente visible e indeleble tanto el

modelo del mismo como el nombre o logotipo del fabricante así como el número de serie y

la fecha de fabricación, para permitir su identificación individual.

Los marcos laterales en el caso de que se hayan instalado, serán de aluminio o

acero inoxidable.

Un módulo será válido siempre que su potencia máxima y corriente de cortocircuito

en condiciones estándar de medida estén comprendidos en el ± 5 % de los valores

nominales de catálogo.

Tanto la estructura del panel como la de los marcos estarán conectados a una toma

de tierra la cual debe ser la misma que la del resto de la instalación.

Se instalarán los elementos de desconexión. Ambos serán totalmente

independientes el uno del otro, tanto en ambos terminales como a cada una de las ramas

del generador.

101

Cualquier producto que no cumpla alguna de las especificaciones anteriores deberá

contar con la aprobación expresa del IDAE. En cualquier caso han de cumplirse las normas

vigentes de obligado cumplimiento.

3.7.3. Estructura de apoyo.

Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos y se

incluirán todos los accesorios que se precisen. Todo ello vendrá recogido en forma de

paquete indivisible proporcionado por el fabricante.

La estructura de soporte y el sistema de fijación tendrá en cuenta las dilataciones

térmicas que puedan afectar a la integridad de los módulos.

La estructura soporte ya completamente montada y con los paneles solares

instalados sobre ella, ha de resistir, las sobrecargas del viento y nieve de acuerdo con lo

indicado en el Código Técnico de la Edificación (CTE).

La estructura será diseñada para una orientación y un ángulo de inclinación

especificado por el técnico, teniendo en cuenta la facilidad para su montaje y desmontaje,

así como la posible sustitución de los mismos una vez cumplido el periodo de vida útil

establecido por el fabricante.

Dicha estructura debe haber sido tratada mediante algún tipo de tratamiento

superficial contra la acción de los agentes ambientales.

En cuanto a la tornillería empleada debe ser en todo caso de acero inoxidable.

Solamente en el caso de que la estructura sea galvanizada se admitirán tornillos

galvanizados, a excepción de los de sujeción de los módulos a la misma, que siempre

serán de acero inoxidable.

Los topes de sujeción y la propia estructura, nunca podrán hacer sombra a los

módulos.

En el caso de que la estructura soporte este construida mediante perfiles de acero

laminado conformado en frío, debe cumplir con la Norma MV102.

Si es de tipo galvanizada en caliente, cumplirá las Normas UNE 37-501 y UNE 37-

508, debiendo ser de un espesor mínimo de 80 micras para eliminar las necesidades de

mantenimiento y prolongar su vida útil.

102

3.7.4. Acumuladores.

Se desprecian al no disponer de ningún tipo de acumulador nuestra instalación.

3.7.5. Inversores.

Las especificaciones técnicas de este apartado se aplicarán tanto a inversores

monofásicos como trifásicos que funcionen como fuente de tensión.

Lo ideal será usar inversores de onda sinodal, aunque está permitido el uso de

inversores de onda no sinodal, siempre que su potencia nominal sea inferior a 1 kva.

La conexión de los inversores se realizará a la salida de consumo del regulador de

carga o en su caso, a los bornes del acumulador. En este último caso se debe asegurar la

protección del acumulador frente a sobrecargas y sobredescargas.

Además, el inversor siempre debe asegurar una correcta operación en el margen

de tensiones de entrada permitidas por la red.

La regulación del inversor siempre deberá asegurar que tanto la tensión como la

frecuencia de salida estén entre los siguientes márgenes en cualquier condición:

VNom

± 5 %, siendo VNom

= 230 V o 380 V.

50 Hz ± 2%

El inversor tiene que ser capaz de entregar la potencia de forma continua

cumpliendo con los márgenes de temperatura que especifique el fabricante.

Los inversores tendrán que estar protegidos frente a las siguientes situaciones:

– Tensión de entrada fuera del margen de operación.

– Desconexión del acumulador.

– Cortocircuito en la salida de corriente alterna.

– Sobrecargas que excedan la duración y límites permitidos.

El autoconsumo del inversor en vacío siempre será menor o igual al 2 % de la

potencia de salida.

103

Las pérdidas de energía diaria ocasionadas por el autoconsumo del inversor serán

inferiores al 5 % del consumo diario de energía. El inversor dispondrá de un sistema de

“stand-by” para reducir estas pérdidas cuando no esté operando.

El rendimiento del inversor con cargas resistivas será superior a los límites

especificados en la tabla 5.2.

INVERSOR SINODAL

RENDIMIENTO 20% PNom

RENDIMIENTO PNom

PNom < 500 Va 85% 78%

PNom > 500 Va 90% 85%

Tabla 5.2. Rendimiento mínimo permitido por el inversor.

En el caso de sistemas de bombeo de agua con generadores fotovoltaicos de

potencia nominal superior a 500 W es obligatorio disponer de un contador volumétrico que

mida el volumen de agua bombeada.

Estas moto bombas estarán siempre protegidas frente a una posible falta de agua,

ya sea mediante un sistema de detección de la velocidad de giro de la bomba, un detector

de nivel u otro dispositivo dedicado a tal función.

Las pérdidas por fricción en las tuberías y en todos los accesorios del sistema

hidráulico tendrán que ser siempre inferiores al 10% de la energía hidráulica útil

proporcionada por la motobomba.

Se debe asegurar que existe una compatibilidad entre la bomba instalada y la

perforación, para garantizar así que el caudal bombeado nunca exceda el caudal máximo

que se puede extraer del pozo. Siempre será responsabilidad del instalador solicitar al

propietario del pozo un estudio hidrogeológico del mismo.

3.7.6. Cableado.

Todo el cableado que se utilice en la instalación debe cumplir siempre con lo

establecido en la legislación vigente correspondiente.

Los conductores instalados tendrán la sección necesaria para lograr que las caídas

de tensión y el calentamiento de los mismos estén dentro de los límites legales

establecidos. Los conductores deben tener la sección suficiente como para que la caída de

tensión sea inferior al 1,5 % a la tensión nominal continua del sistema.

104

Los positivos y negativos de la parte continua de la instalación se conducirán

separados, protegidos y señalizados de acuerdo a la normativa vigente.

Los cables de exterior estarán protegidos contra la intemperie.

3.7.7. Protecciones y puestas a tierra.

Cualquier instalación cuya tensión nominal sea superior a 48 voltios contará con

una toma de tierra conectada a la estructura soporte de los paneles y a los marcos

metálicos.

El sistema de protecciones asegurará la protección de las personas frente a

contactos directos e indirectos.

La instalación deberá estar protegida frente a cortocircuitos, sobrecargas y

sobretensiones.

3.8. PRUEBAS DE PUESTA EN FUNCIONAMIENTO.

El instalador entregará al usuario un documento en el que se incluyan

detalladamente los componentes, materiales así como los manuales de uso y

mantenimiento de la instalación. Este documento será firmado por duplicado por ambas

partes, conservando cada una un ejemplar.

Las pruebas a realizar por el instalador serán las siguientes:

Funcionamiento y puesta en marcha del sistema.

Prueba de las protecciones del sistema y de las medidas de seguridad.

Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de la Recepción

Provisional de la Instalación. El Acta de Recepción Provisional no se firmará hasta haber

comprobado que el sistema ha funcionado correctamente durante 120 horas

ininterrumpidas.

105

Además se deben cumplir los siguientes requisitos:

Entrega de la documentación requerida.

Retirada de obra de todo el material sobrante.

Limpieza de las zonas ocupadas, con transporte de todos los desechos a vertedero.

3.9. CONTRATO DE MANTENIMIENTO.

3.9.1. Generalidades.

Se realizará un contrato de mantenimiento de una duración mínima de tres años.

Implicará como mínimo una revisión anual.

El contrato de mantenimiento de la instalación siempre incluirá las operaciones de

mantenimiento de todos los elementos de la instalación que indiquen los diferentes

fabricantes.

3.9.2. Mantenimiento.

Se establecerán aquellas condiciones mínimas que siempre deben seguirse para

correcto mantenimiento de las instalaciones de energía solar fotovoltaica aisladas de la red

de distribución eléctrica.

Se definen dos grupos de actuación:

Mantenimiento preventivo: Comprende todas aquellas operaciones de

inspección visual, verificación y cualquier otra que aplicadas a la instalación deben permitir

mantener dentro de unos límites aceptables las condiciones de funcionamiento,

prestaciones, protección y durabilidad de la instalación.

Mantenimiento correctivo: Constituye todas las operaciones de sustitución o

renovación que sean necesarias para asegurar que el sistema funcione de forma correcta

durante su periodo de vida útil. Entre ellas, pueden no estar incluidas ni la mano de obra,

ni las reposiciones de equipos necesarias una vez superado el período de garantía.

106

El mantenimiento siempre se debe llevar a cabo por personal técnico cualificado y

bajo la responsabilidad de la empresa instaladora. Dentro del mantenimiento preventivo se

incluirá una visita al año en la que se tendrán que realizar como mínimo las siguientes

actividades:

– Verificación del funcionamiento de todos los componentes de la instalación.

– Revisión del cableado, conexiones, terminales, etc.

– Inversores: estado de indicadores y alarmas.

– Caídas de tensión en el cableado de continua.

– Verificación de los elementos de seguridad y protecciones: tomas de tierra, actuación de

interruptores de seguridad, fusibles, etc.

– Comprobación del estado de los módulos: situación respecto al proyecto original, limpieza

y presencia de daños que afecten a la seguridad y protecciones.

– Estructura soporte: revisión de daños en la estructura, deterioro por agentes ambientales,

oxidación, etc.

– Regulador de carga: caídas de tensión entre terminales, funcionamiento de indicadores,

etc.

3.9.3. Garantía de la instalación.

Si así fuese necesario, la instalación tendrá que ser reparada de acuerdo con estas

condiciones generales si ha sufrido una avería a causa de un defecto de montaje o de

cualquiera de los componentes, siempre que esta haya sido manipulada correctamente y

de acuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones.

La garantía será a favor del cliente siempre que esta esté certificada mediante la

fecha que acredite la entrega de la instalación.

El suministrador del producto, está obligado a garantizar la instalación durante un

período mínimo de tres años tanto para todos los materiales utilizados como para el

107

montaje de los mismos. En el caso de los módulos fotovoltaicos, la garantía tiene que ser

de ocho años.

Dicha garantía tiene que incluir tanto la reparación como la reposición de

componentes y piezas que puedan ser defectuosas, así como la mano de obra. Quedarán

incluidos los siguientes gastos: tiempo y coste de desplazamiento, medios de transporte,

amortización de vehículos y herramientas, disponibilidad, portes de recogida y devolución

de los equipos para su posterior reparación por parte del fabricante.

La garantía podrá anularse en el caso de que la instalación haya sido reparada,

modificada o desmontada, aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al suministrador

o que no estén autorizados expresamente por el suministrador.

108

DOCUMENTO 4

ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL

109

ÍNDICE

4. DOCUMENTO 4: ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL…………………...…108

4.1. OBJETO, FINALIDAD Y DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD................110

4.1.1. OBJETO.................................................................................................110

4.1.2. FINALIDAD…………………………………………………………………..110

4.1.3. ANTECEDENTES..................................................................................110

4.1.4. LOCALIZACIÓN....................................................................................110

4.1.5. SUELO OCUPADO POR LA INSTALACIÓN..........................................110

4.2. MAQUINARIA, EQUIPOS Y PROCESOS.............................................111

4.2.1. REPLANTEO..........................................................................................111

4.2.2. ACCESOS Y EXCAVACIÓN..................................................................111

4.2.3. HORMIGONADO....................................................................................112

4.3. MATERIALES EMPLEADOS.................................................................113

4.3.1. ESTRUCTURA PORTANTE DE LOS PANELES SOLARES..................113

4.3.2. EMBALSE................................................................................................113

4.3.3. CONDUCTORES. …………………………………………………………....113

4.3.4. ZANJAS....................................................................................................113

4.4. RIESGOS AMBIENTALES Y SU CORRECCIÓN......................................114

4.4.1. EMISIONES A LA ATMOSFERA.............................................................116

4.4.1.1. Campos eléctricos.......................................................................116

4.4.1.2. Agua y vertidos de líquidos..........................................................117

4.5. CONCLUSIÓN DEL ANÁLISIS................................................................118

110

4. DOCUMENTO 4: ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL.

4.1. OBJETO, FINALIDAD Y DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD.

4.1.1. Objeto.

Se formula el presente anexo al proyecto de “Instalación Fotovoltaica mediante

bomba sumergida destinada al riego del olivar”, para obtener de la Administración la

Autorización Administrativa de la construcción de la instalación, y así aprobar el proyecto

de ejecución de las mismas.

Este anexo ha sido redactado de acuerdo con la vigente reglamentación.

4.1.2. Finalidad.

El fin del anexo es hacer constar que este proyecto cumple con lo indicado en la

Ley 7/2007, de 9 de julio, de Gestión Integrada de la Calidad Ambiental, Sección 5ª,

Calificación Ambiental, Art. 41 y siguientes.

4.1.3. Antecedentes.

Este Análisis Ambiental se realiza para complementar el proyecto de instalación

solar fotovoltaica.

4.1.4. Localización.

Las instalaciones que se proyectan estarán ubicadas en el término municipal de

“Moclín” según puede verse en los planos que se acompañan.

La instalación no afecta a ningún Parque Natural, ni a Parque Nacional o Espacio

Protegido.

La instalación, no está situada en zona de especial protección para las aves o de

especial conservación definidas en el artículo 2.1.d) de la Ley 2/1989, de 18 de julio de

espacios protegidos de Andalucía.

4.1.5. Suelo ocupado por la instalación.

La superficie ocupada por la instalación afecta a varios niveles y zonas.

La perforación ocupa 140mm de diámetro a una profundidad de 90 metros.

111

La instalación de la estructura que soporta los paneles solares junto a los

cuadros de protección y mando ocupa una superficie de 50m2. La altura

máxima de esta estructura es de 2 metros.

El montaje del embalse de almacenamiento de agua tiene un diámetro de 6

metros y una altura de 3 metros.

La zanja que comunica dichos sectores tiene una longitud total de 250

metros y unas dimensiones de 60 x 60 centímetros.

4.2. MAQUINARIA EQUIPOS Y PROCESOS.

En todo el proceso podemos distinguir las siguientes fases:

4.2.1. Replanteo.

El replanteo de la instalación se hará de forma visual según las necesidades del

cliente y considerando la inclinación del terreno.

4.2.2. Accesos y excavación.

En el caso de tener que realizar algún camino provisional para llegar a cualquier

punto de la instalación, se hará de tal forma que se produzcan las mínimas alteraciones en

el terreno. Preferentemente se usarán los caminos existentes, aunque en algunos casos

no sean los más adecuados.

Está prohibido cambiar las corrientes naturales del agua, realizar desmontes o

terraplenes carentes de una mínima capa de tierra vegetal. Cuando las características del

terreno lo obliguen, se canalizarán las aguas de forma que se eviten encharcamientos y

erosiones del terreno.

Será primordial causar el mínimo daño posible en la cubierta vegetal de la zona, así

como mantener cerradas en todo momento las cercas de propiedades que se crucen, a fin

de evitar movimientos de ganado no previstos.

112

En huertos, frutales, viñas y otros espacios sensibles, se podrá obligar a que el

acceso se realice con vehículos ligeros. La excavación para los apoyos de la estructura de

las placas solares así como la base del embalse se hará con máquina retroexcavadora con

ruedas o cadenas. Si no es posible el acceso de estas máquinas, se efectuará la

excavación manual mediante herramientas o compresores.

El Contratista siempre tendrá que señalizar y proteger la zona de obras de manera

que se evite la caída de personas o animales, asumiendo siempre la responsabilidad civil

o criminal en que pudiera incurrirse. En el caso de que exista la posibilidad de entrada de

agua en los hoyos, ésta deberá ser sacada antes del hormigonado.

Cuando se efectúen desplazamientos de tierras, la capa vegetal superficial arable

tendrá que ser separada de forma que pueda ser colocada después en su lugar inicial, para

conseguir así volver a dar a la zona su estado de suelo cultivable. La ocupación de suelo

solo afectará a lo previsto en las dimensiones de cimentación.

Los sobrantes de tierra de la excavación serán transportados a un lugar donde no

ocasionen perjuicio alguno.

Las excavaciones se coordinarán con el hormigonado de tal forma que el tiempo

entre ambas operaciones se reduzca todo lo posible. Si las causas atmosféricas o la falta

de consistencia del terreno, lo aconsejaran, puede establecerse que la apertura y el

hormigonado se solapen de forma inmediata. En cualquier caso, nunca se separarán las

excavaciones del hormigonado más de diez días.

4.2.3. Hormigonado.

Tanto el hormigonado de los apoyos de la estructura de los paneles solares como

la base del embalse se realizaran con hormigón de planta cuya resistencia característica

es de 150 kp/cm2 a los 28 días y con una cantidad mínima de cemento por m3 de 200 kg.

Esta operación se debe de realizar mediante un camión hormigonera.

En el caso de los apoyos de la estructura, la primera operación que se tiene que

realizar justo antes de empezar el hormigonado, será colocar la pica de toma de tierra en

el fondo de la excavación, así como realizar la conexión de los cables de toma de tierra

con dicha pica de tierra. Dichos cables se instalarán bajo tubo corrugado de 32 mm de

diámetro interior y con una longitud suficiente para sobresalir sobre la peana de la zapata.

113

Se colocarán los anclajes sobre los fosos debidamente emplazados en alineación,

cota y nivelación, fijándolos a continuación al terreno de forma que no pueda sufrir

movimiento.

Se rellenará la excavación de hormigón, vertido por capas o tongadas, evitando

desplazamientos en la base del anclaje. Se cuidará especialmente la compactación del

hormigón.

En el caso de la base bajo el embalse, se procederá colocando una malla metálica

de 15x15 centímetros de 2 milímetros de grosor, que evitará la deformación de la

plataforma. Posteriormente se encofrará el perímetro y se procederá a verter el hormigón

sobre la misma.

4.3. MATERIALES EMPLEADOS.

4.3.1. Estructura portante de los paneles solares.

Será metálica y galvanizada en caliente, con fuste en barras atornilladas.

4.3.2. Embalse.

Formado por chapa ondulada de acero galvanizado, unidas entre sí por tornillos con

tuerca de freno, aplicando material epoxi en las uniones para evitar fugas de agua.

4.3.3. Conductores.

Todos los conductores utilizados en la instalación serán de cobre con cubierta aptos

para su uso al aire libre o bajo tubo distinguiendo entre si serán usados en corriente alterna

o corriente continua. La sección y denominación de cada uno se determinará en su

apartado correspondiente.

4.3.4. Zanjas.

Existirán dos zanjas en la instalación, ambas tendrán unas dimensiones de 60 x 60

centímetros. Una de ellas albergará la tubería de agua que unirá el pozo con el embalse.

La otra unirá los cuadros eléctricos con los paneles solares y con la perforación. La

composición de ambas zanjas será la misma, la estipulada para líneas subterráneas de

baja tensión.

114

Estarán constituidas por una base de grava fina de diez centímetros sobre la que

se posará la tubería y luego se aplicará una capa de diez centímetros de arena. El resto se

rellenará con tierra vegetal previa retirada de piedras.

NÚMERO DE ZANJA

TIPO DIMENSIONES LONGITUD (m) CONTENIDO

1

1

60x60 cm

250

Tubería de agua

2

2

Tubería 50mm2 línea eléctrica

trifásica.

Tabla 6.1. Composición de las zanjas de la instalación.

Debido a la sencillez de este apartado concreto en la instalación no se adjunta

plano de las zanjas y se expone su esquema de composición a continuación.

0.4

5 m

.0

.10

m.

0.0

5 m

.

0.60 m.

0.05 m.

TIERRA VEGETAL

GRAVA GRANO FINO

TUBERÍA DE AGUA / TUBO LÍNEA ELÉCTRICA

Imagen 6.1. Composición de las zanjas de la instalación.

4.4. RIESGOS AMBIENTALES Y SU CORRECCIÓN.

El hecho de llevar a cabo una instalación abastecida mediante energía renovable

responde en primer lugar a las necesidades del cliente, pero en términos medioambientales

sin duda ofrece las mejores garantías así como la garantía de que el suministro eléctrico

de la instalación tendrá un coste cero durante un mínimo de 20 años que según el

115

fabricante, es el periodo de vida del elemento más expuesto a desgaste como son los

módulos fotovoltaicos poli cristalinos.

Por ello se ha creído conveniente no escatimar en la calidad de este elemento que

será el que determine la vida útil de la instalación hasta una segunda inversión para su

reposición.

El fabricante en este caso asegura un rendimiento de entre el 90 y el 80 por ciento

al cabo de los 15 a 25 años de uso.

En cuanto a factores medioambientales, no cabe duda de que cualquier forma de

energía renovable será más limpia y segura que cualquier otra.

La instalación, llevada a cabo en campo abierto supone tener en cuenta varios

campos de impacto ambiental, todos ellos regulados y permitidos por el ministerio de medio

ambiente.

Por un lado se implantará una plataforma que albergará las 30 placas fotovoltaicas

cuyas dimensiones son de unos 50 metros cuadrados. Una vez colocada, esta instalación

no emite ningún tipo de ruido, contaminante o agente molesto para la flora y fauna del

entorno.

La colocación del embalse acumulativo se lleva a cabo en la parte superior de la

finca junto a una zona arbolada por lo que se reduce su impacto visual. A parte, está

constituida por chapa de color verde con el propósito de reducir el impacto visual aún más.

La perforación del pozo supone el mayor riesgo ambiental de la instalación debido

al sondeo que se realiza en las subcapas terrestres y a la extracción de agua de un afluente

subterráneo. Dichas perforaciones están perfectamente reglamentadas por la

confederación hidrográfica del Guadalquivir que regula los pozos de riego mediante la

instalación de un contador que limita el consumo anual de agua en 3000 m3 con lo que se

logra el mantenimiento de los afluentes subterráneos.

116

4.4.1 Emisiones a la atmosfera.

4.4.1.1. Campos eléctricos.

Es definir un método de medida de campos eléctricos (CE) y magnéticos (CM) en

las Instalaciones de Eléctrica, para ver la perturbación que produciría la emisión de un

campo eléctrico y/o de inducción magnética en las mismas. Así se asegura que las

instalaciones no superen los límites estipulados en la recomendación europea que son a

frecuencia industrial de 50 Hz las siguientes:

• Campo eléctrico: 5 kV/m

• Campo magnético: 100 μT

DESCRIPCIÓN.

Medición de campos eléctricos y magnéticos.

Llevaremos a cabo mediciones de campos eléctricos o magnéticos siempre que nos

encontremos a la intemperie y siempre que se de alguna de las siguientes causas:

• Debido a una queja justificada.

• Por iniciativa de la Dirección Territorial de Distribución debido a la existencia de una

Variación en las características de los equipos instalados o cualquier otra modificación o

ampliación de la instalación inicialmente programada.

Siempre se intentará atender cualquier reclamación, queja o solicitud por parte del

usuario para disminuir la preocupación del mismo. Si la reclamación persistiera o en el caso

de que pueda existir la posibilidad de trascender a un responsable de mayor rango, así

como al departamento correspondiente, se valorará la necesidad de realizar la medición.

En cualquiera de los casos, los responsables de la Instalación siempre podrán

solicitar dicha medición con algún propósito.

Equipos de medida.

Se deberá utilizar para efectuar las mediciones aquellos equipos de medición

digitales o analógicos que posean como mínimo las siguientes escalas:

• Campo eléctrico: de 1 V a 50 kV

• Campo magnético: de 0,01 μT a 200 μT.

• Ancho de banda de frecuencias: 50 Hz.

117

Calibración de equipos.

Es de obligado cumplimiento que los equipos estén correctamente calibrados y

precintados conforme a la instrucción técnica NNA-108 “Seguimiento y calibración de los

equipos de medición”.

MÉTODO ESTABLECIDO PARA LLEVAR A CABO LA MEDIDA.

El protocolo de medida válido de Campos Magnéticos, será el que siga las

indicaciones establecidas siempre que se lleve a cabo en cualquiera de los siguientes tipos

de instalaciones:

• Líneas aéreas de transporte y distribución

• Subestaciones transformadoras

• Centros de transformación

• Red de baja tensión

• Viviendas

Y para las mediciones de campo eléctrico:

• Líneas aéreas de transporte y distribución

Al no estar incluido el propósito de nuestro proyecto en ninguno de los puntos

nombrados, no es de interés esta medida.

4.4.1.2. Agua y vertidos de líquidos.

ÁMBITO DE APLICACIÓN.

Es de aplicación a la gestión de los residuos peligrosos, producidos en las

instalaciones de transporte, transformación y distribución eléctrica de Eléctrica.

Por lo tanto no procede su aplicación en nuestro proyecto.

MEDIDAS DE SEGUIMIENTO Y CONTROL.

Se obedecerá a lo estipulado en el R. D. 1955/2000, de 1 de diciembre, CAPÍTULO

VI - Revisiones e inspecciones Artículo 163. Revisiones periódicas.

118

1. Las instalaciones de producción, transporte y distribución de energía eléctrica,

tendrán que ser revisadas como mínimo cada tres años siempre por técnicos

titulados y designados por el titular de la instalación.

2. Dichos técnicos encargados de la revisión estarán obligados a rellenar los boletines

en los que se consignarán y certificarán todos los datos recogidos. También se

especificará el cumplimiento de las condiciones reglamentarias o en su caso, la

propuesta de las medidas correctoras necesarias.

Por lo tanto no procede su aplicación en nuestro proyecto.

4.5. CONCLUSIÓN DEL ANÁLISIS.

Considerando lo expuesto, esperamos que este ANEXO de ANÁLISIS

AMBIENTAL, al proyecto de “Instalación fotovoltaica mediante bomba sumergida destinada

al riego del olivar”, merezca la aprobación de la Administración, concediendo la

correspondiente autorización administrativa.

119

DOCUMENTO 5

ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD

120

ÍNDICE

5. DOCUMENTO 5. ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD……………………..119

5.1. DURANTE LA INSTALACIÓN................................................................121

5.2. REVISIÓN DEL EQUIPO........................................................................121

5.3. EQUIPO DE PROTECCIÓN...................................................................122

5.4. NORMAS GENERALES.........................................................................123

5.5. RECOMENDACIONES PARA LA INSTALACIÓN DE LA BOMBA

SUMERGIDA...........................................................................................124

5.6. PRECAUCIONES EN LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA.........................125

121

5. DOCUMENTO 5. ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD.

De acuerdo con el artículo 4º del RD 1627/1997, de 24 de octubre sobre

disposiciones mínimas de seguridad y salud en obras de construcción, el promotor está

obligado a que en fase de redacción del proyecto, se elabore Estudio de Seguridad y Salud

en los siguientes supuestos.

1. Que el presupuesto a la hora de ejecutar por contrata incluido en el proyecto sea

igual o mayor a 450 000 euros.

2. Que la duración de la obra sea superior a 30 días laborables.

3. Que el volumen de mano de obra aproximado sea superior a 500 días.

Se prevé una duración en días en la ejecución del proyecto próxima a la exigida

para la elaboración de dicho informe, por lo que procedemos a su realización.

5.1. DURANTE LA INSTALACIÓN.

Durante las labores de montaje, de equipos pesados que precisan de grúas como

es el caso del montaje de la estructura y los propios paneles fotovoltaicos así como en el

momento de la introducción de la bomba sumergida en el pozo, son frecuentes los

accidentes por aprisionamiento de extremidades.

Por ello se pondrá especial atención sobre todo cuando el personal no sea muy

experimentado o lleve escaso tiempo desarrollando el trabajo de ayuda en el proceso de

montaje.

5.1. REVISIÓN DEL EQUIPO.

Será aconsejable tomar la costumbre de revisar los equipos antes de comenzar a

trabajar con ellos, teniendo especial atención de que hayan sido utilizados correctamente

en su uso anterior.

En el uso de grúas será muy importante revisar y engrasar las poleas,

transmisiones, cables, vientos…etc. Se revisarán también frenos y embragues del

mecanismo de descenso del cable.

Sobre todo si se trabaja bajo lluvia habrá que tener especial precaución en el uso

de grúas con las protecciones de frenos de cable ya que al humedecerse podrían perder

su efectividad.

122

5.2. EQUIPO DE PROTECCIÓN.

El personal deberá ir provisto durante la ejecución de los trabajos del equipo

necesario de protección (según método y maquinaria):

ZONA PROTECCIÓN HOMOLOGADA

NORMA

Cabeza Casco 1

Oídos P. Auditiva 2

Vista Pantalla de soldador 3

Oculares filtrantes 18

Vías Respiratorias

Mascarilla auto filtrante 9

Extremidades superiores

Guantes 4

Extremidades

inferiores

Calzado anti golpe contra riesgo mecánico

5

Botas impermeables 27

Tabla 7.1. EPI Obligatorios.

Será obligatorio contar en las inmediaciones de la obra con un botiquín de primeros

auxilios que contenga al menos los siguientes elementos:

Alcohol

Algodón hidrofílico

Agua oxigenada

Betadine

Gasas

Vendas

Tiritas

Esparadrapo

Tijeras

Pinzas

Aspirinas

Antiácidos

Pomadas anti quemaduras

Colirios (cerrados y renovados tras cada uso)

123

5.3. NORMAS GENERALES.

1. Queda terminantemente prohibido permanecer en la zona al personal que no sea

de alguna de las empresas responsables de la instalación dentro del radio de

acción de la maquinaria. Dicho radio se establece en quince metros alrededor de

la instalación. Cualquier persona que no cumpla esta norma, lo hará bajo su

exclusiva responsabilidad.

2. Se guardará especial vigilancia en la distancia a guardar con cualquier tendido

eléctrico cercano a la obra. Para líneas de A.T. será de veinticinco metros

medidos perpendicularmente a ésta. Cuando por circunstancias no fuera posible

establecer esta distancia se comunicará a la autoridad pertinente la cual

establecerá las preinscripciones oportunas.

3. En el caso de la perforación del pozo, en el caso de que resulte negativa se

procederá a su relleno antes de la retirada del equipo.

4. En el caso de que la perforación resulte positiva y hasta la instalación del equipo

necesario para introducir la bomba sumergible, el pozo permanecerá precintado,

bien con candado de seguridad, bien mediante puntos de soldadura.

5. Todas las zonas donde se realice el trabajo de los operarios deberán permanecer

limpias de barro y lodos, operación que deberá de repetirse cada vez que se

realice algún movimiento de tierras o escombros.

6. La dirección técnica de encargará de dar las órdenes oportunas para que en todo

momento se guarden las Normas Básicas de Seguridad para este tipo de

instalaciones. A tal efecto en el Parte de dirección quedarán reflejadas las que

por sus características requieran especial atención durante el proceso de

ejecución.

7. La empresa contratada para la ejecución de los trabajos deberá estar en posesión

del Documento de Calificación Empresarial (D.C.E.) otorgado por la Conserjería

de Industria así como el número de Registro Industrial.

124

8. El personal encargado de la maquinaria -Oficial de 1ª- deberá estar en posesión

del certificado de aptitud que lo cualifique para el trabajo que desempeñe,

otorgado por el departamento correspondiente.

5.4. RECOMENDACIONES PARA LA INSTALACIÓN DE LA MOTO BOMBA

SUMERGIDA.

1. Antes de proceder a la instalación de una bomba con motor sumergido en un

sondeo, dicho motor se llenará de agua limpia, estando en posición vertical.

2. Para comprobar que el eje de la bomba no está agarrotado se quitará el filtro de

succión y con el auxilio de una herramienta adecuada se hará girar el eje para

desbloquearlo en el caso de que lo estuviese.

3. No deberá rozarse el cable conductor sobre el borde cortante de entubado del

sondeo. Este cable se sujetará en tramos cortos a la tubería de impulsión.

4. La moto bomba trifásica debe ir protegida con relés eléctricos en cada una de sus

fases. Si el amperaje supera en un 10% el valor nominal e trabajo, deberá

desconectarse la bomba para evitar que se queme el bobinado del motor.

5. La rejilla de impulsión de la boba deberá quedar instalada por debajo del nivel

dinámico indicado en el estudio hidrogeológico.

6. La impulsión de la bomba (rejilla de succión) no deberá coincidir con los filtros de

la entubación ni con los acuíferos del sondeo.

7. La tubería de la columna de impulsión deberá resultar perfectamente vertical.

8. Cuando por la envergadura de la instalación los tubos vayan provistos de bridas

deberán tener muescas o entalladuras para el alojamiento de cables.

9. La columna de la bomba se suspenderá de unas abrazaderas de resistencia

adecuada anclada en los fundamentos de hormigón.

125

10. Siempre, por seguridad debido al posible descenso de los niveles de agua deberá

instalarse un guarda nivel automático.

11. En periodos fríos deberá tenerse cuidado con la posible congelación del agua

contenida en la bomba. Si la bomba se retira del pozo se deberá de vaciar de

agua por el mismo motivo.

12. Las bombas para ser almacenadas deberán limpiarse cuidadosamente

vaciándoles el agua y colocándolas en posición vertical.

5.5. PRECAUCIONES EN LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA.

Se llevará a cabo según la guía técnica para la evaluación y prevención del riesgo

eléctrico según el RD 614/2001 de 8 de junio BOE nº148 de 21 de junio.

Podemos destacar que siempre que se realicen trabajos en tensión se deben seguir

las comúnmente conocidas “Cinco reglas de oro” de la electricidad.

1. Desconexión.

Como medida preventiva, antes de iniciar cualquier trabajo eléctrico sin tensión se

deben de desconectar todas aquellas posibles fuentes de tensión de la instalación,

especialmente las alimentaciones de generadores, transformadores, sistemas de

alimentación interrumpida y baterías de condensadores.

Consideraremos que el corte ha sido bueno cuando podamos ver por nosotros

mismos los contactos abiertos y con espacio suficiente como para asegurar el aislamiento.

Esto se denomina como corte visible.

En el caso de equipos donde no es posible ver directamente los contactos, los

fabricantes incorporan indicadores de la posición de los mismos. Si el equipo está

homologado, tenemos la garantía de que el corte se ha correctamente. Esto se entiende

como corte efectivo. La simple observación del mando del dispositivo no es garantía.

2. Enclavamiento, bloqueo y señalización.

Se debe prevenir cualquier posible re-conexión, utilizando para ello medios

mecánicos. No se deben emplear medios fácilmente anulables. Cuando los dispositivos

126

sean activados a distancia, se debe anular el telemando eliminando la alimentación

eléctrica del circuito de maniobra.

En los dispositivos de mando enclavados se realizará la correspondiente

señalización para indicar que se están realizando trabajos en ellos.

Además, es conveniente poner en conocimiento del resto de trabajadores que se

ha efectuado el corte eléctrico y que se está trabajando sobre los elementos a los que

afecta dicho corte.

3. Comprobación de ausencia de tensión.

En los trabajos eléctricos debe existir la premisa de que, hasta que no se demuestre

lo contrario, los elementos que puedan estar en tensión, lo estarán de forma efectiva.

Para ello, siempre comprobaremos mediante equipos de medida apropiados que el

nivel de tensión en el elemento comprobado sea cero.

Aun así, haber realizado los pasos anteriores no garantiza la ausencia de tensión

en la instalación.

La verificación de ausencia de tensión debe hacerse en cada una de las fases y en

el conductor neutro, en caso de existir. Además se recomienda verificar la ausencia de

tensión en todas las masas accesibles.

4. Puesta a tierra y en cortocircuito.

Este punto es de especial importancia, ya que creará una zona de seguridad virtual

alrededor de la zona de trabajo.

En el caso de que la línea o el equipo volviesen a ponerse en tensión, bien por una

realimentación, un accidente o un fallo de aislamiento o tormenta eléctrica, se produciría

un cortocircuito y se derivaría la corriente de falta a Tierra, quedando sin peligro la parte

afectada por los trabajos.

Aquellos equipos conectados a tierra, deberán soportar la intensidad máxima en

dicho punto de la instalación sin incurrir en avería. Toda aquella conexión que pueda ser

víctima de un deterioro mecánico debe soportar cualquier tipo de movimiento que pueda

darse en esa situación. Hay que tener en cuenta que un cortocircuito generará grandes

esfuerzos electrodinámicos.

127

Las conexiones a tierra se deben conectar en primer lugar a la línea, para después

realizar la puesta a tierra. Los dispositivos deben ser visibles desde la zona de trabajo. Es

recomendable poner un juego de puente de cortocircuito y puesta a tierra al comienzo de

la instalación y otro al final que se dejarán sin servicio, y otros dos lo más cerca posible de

la zona de trabajo.

5. Señalización de la zona de trabajo.

Siempre señalizaremos la zona de trabajo de forma adecuada. Para ello podemos

utilizar tanto conos como vallas o cualquier elemento que se considere adecuado. Si

procede, también se señalizarán zonas seguras de cara a evitar accidentes con personal

ajeno a la instalación.

128

DOCUMENTO 6

PRESUPUESTO

129

ÍNDICE

6. DOCUMENTO 6: PRESUPUESTO……………………………………..……….128

6.1. PERFORACIÓN....................................................................................130

6.2. BOMBA SUMERGIBLE……………………………………………………131

6.3. INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA........................................................132

6.4. ALMACENAMIENTO DE AGUA..........................................................133

6.5. PRESUPUESTO TOTAL......................................................................134

6.6. CONCLUSIONES FINALES.................................................................135

6.7. BIBLIOGRAFÍA....................................................................................136

130

6. DOCUMENTO 6: PRESUPUESTO.

A continuación se detallan las diferentes partidas presupuestarias del

proyecto, dividiéndolas claramente en los bloques que componen el proyecto.

A la finalización de este documento se expresa la tabla resumen del

presupuesto que engloba la suma total de todas y cada una de las partidas

expuestas.

6.1. PERFORACIÓN.

CONCEPTO DESCRIPCIÓN MEDIDA CANTIDAD PRECIO

UNITARIO

PRECIO

TOTAL

Perforación Mediante perforadora de

150mm de diámetro.

Metros 90 15 1 350

Entubado

Entubar la perforación con

tubo de acero de 1mm de

grosor y de 140mm de

diámetro interior.

Metros

85

10

850

Aforo

Aforamiento de la

perforación para

determinar el caudal de

agua de la misma.

Ud.

1

350

350

Mano de

obra

Referida a los trabajadores

presenciales durante las

operaciones descritas.

Operarios

/ Horas

3 x 8 12 288

Subtotal 2 838 €

+21 IVA 596 €

TOTAL 3 434 €

Tabla 8.1. Presupuesto Partida Perforación.

131

6.2. BOMBA SUMERGIBLE.

CONCEPTO DESCRIPCIÓN MEDIDA CANTIDAD PRECIO

UNITARIO

PRECIO

TOTAL

Bomba

Sumergida

SAER FS-98 D/26 3Kw 4

C.V. 4” Sumergible

trifásica 230v 19,1A

1.1l/Seg 4 m3/h a 138m

Ud.

1

1 154

1 154

Tubería

Tubería de PVC de alta

densidad D=50mm color

negro, uso alimentario

10Atm.

Metros

90

1,55

139,5

Cable de

alimentación

Manguera tetra polar de

2,5mm de cobre

Metros 100 3,25 325

Cable Sondas Manguera tetra polar de

1,5mm de cobre

Metros 100 2,85 285

Sujeciones Horquilla de acero de

sujeción

Ud.

1

45 45

Acoplamientos

Unión roscada metálica

50mm

Ud. 1 12 12

Codo 90º 50mm Ud. 1 8,50 8,50

Llave de paso 50mm Ud. 1 24 24

Válvula de globo 50mm Ud. 1 47,50 47,50

Cuadro

Eléctrico

Cuadro eléctrico

completo con dispositivos

de mando y protección

del motor y unidad de

control de nivel mediante

sondas

Ud.

1

650

650

Mano de obra

Referida a los

trabajadores presenciales

durante las operaciones

descritas.

Horas

2 x 7,5

15

225

Subtotal 2 916 €

+21 IVA 612 €

TOTAL 3 528 €

Tabla 8.2. Presupuesto Partida Bomba Sumergible.

132

6.3. INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA.

CONCEPTO DESCRIPCIÓN MEDIDA CANTIDAD PRECIO

UNITARIO

PRECIO

TOTAL

Retroexcavadora

Preparación de la

superficie para la

colocación de

paramenta soporte de

las placas

fotovoltaicas

Horas

2,5

37

92,5

Realización de las 8

zapatas para anclaje

de la paramenta.

Horas

1,5

37

55,5

Construcción

Constituye los

materiales para la

cimentación de las

zapatas y la

construcción de la

caseta para ubicar los

cuadros eléctricos.

Euros

850

850

Estructura

Estructura metálica

prefabricada de acero

inoxidable de 4920 x

9920 cm para la

ubicación de las

placas fotovoltaicas

Ud.

1

3753

3 753

Placas

Fotovoltaicas

Placas Fotovoltaicas

marca: AXITEC serie:

AXIPOWER POLI

CRISTALINO DE 60

CÉLULAS

Modelo: AC-

250p/156-60s

Ud.

30

479

14 370

Cuadro

Electrónico

Variador + Regulador

de tensión marca

OMROM MX2 4fases

380v

Ud.

1

649

649

133

Cableado

Manguera 3 x 4mm

cobre

Metros 35 4,5 158

Manguera 4 x 4 mm

cobre

Metros. 10 3,85 38,5

Mano de obra

Referida a los

trabajadores

presenciales durante

las operaciones

descritas.

Horas

3 x 35

12,5

1 312,5

Subtotal 21 279 €

+21 IVA 4 469 €

TOTAL 25 748 €

Tabla 8.3. Presupuesto Partida Instalación Fotovoltaica.

6.4. ALMACENAMIENTO DE AGUA.

CONCEPTO DESCRIPCIÓN MEDIDA CANTIDAD PRECIO

UNITARIO

PRECIO

TOTAL

Retroexcavadora

Preparación de la

superficie para la

colocación de

paramenta soporte

de las placas

fotovoltaicas

Horas

2,5

37

92,5

Realización de

zangas para el

soterramiento de

tuberías

Horas

6

37

222

Construcción

Constituye los

materiales para la

cimentación de la

base hormigonada

con malla de acero

del embalse

Euros

1350

1350

134

Embalse

Chapa de acero

ondulada galvanizada

de 1mm de grosor con

pintura protectora de

color verde

Kg

3200

3,25

10 400

Tubería

Tubería de PVC de

alta densidad

D=50mm color negro,

uso alimentario

10Atm.

Metros

295

1,55

457,25

Mano de obra

Referida a los

trabajadores

presenciales durante

las operaciones

descritas.

Horas

3 x 8

12

288

Subtotal 12 810 €

+21 IVA 2 690 €

TOTAL 15 500€

Tabla 8.4. Presupuesto Partida Embalse de Almacenamiento.

6.5. PRESUPUESTO TOTAL.

CONCEPTO PRECIO UNITARIO PRECIO TOTAL

Perforación 3 434 3 434

Bomba Sumergible 3 528 3 528

Fotovoltaica 25 748 25 748

Almacenamiento 15 500 15 500

Subtotal IVA Incluido 48 210 € +7 % Beneficio Industrial 3 375 €

TOTAL 51 584 €

Tabla 8.5. Presupuesto Resumen Total.

135

6.6. CONCLUSIONES FINALES.

La conclusión global más objetiva que podemos afirmar tras finalizar este proyecto

es que hemos cumplidos los objetivos que nos marcábamos a su comienzo.

1. Poner en práctica conocimientos adquiridos en el estudio de la Ingeniería

Industrial.

Hemos tenido que realizar cálculos eléctricos, cálculos con aspectos

mecánicos, en materia de fluidos y hemos abarcado un amplio abanico de

materias estudiadas en el Grado de Ingeniería Industrial.

2. Realizar un proyecto aplicable a la vida real con utilidades y necesidades reales.

Tal es así, que nos hemos basado en una instalación real de nuestra

propiedad con la que hemos contrastado todos los resultados y la cual

hemos mejorado su rendimiento.

3. Demostrar las ventajas de las energías renovables frente a otras fuentes de

energía tradicionales.

Sin duda es uno de los objetivos primordiales de este proyecto. Hemos

demostrado gráfica y económicamente la rentabilidad de un proyecto que

cuenta con fuentes de energía renovables. En el aspecto medioambiental,

qué duda cabe que hemos optimizado nuestro proyecto primitivo que solo

contaba con una fuente de energía tradicional.

4. Acercar la innovación a un campo en pleno desarrollo tecnológico como la

agricultura.

En un entorno rural como el que se ha desarrollado el proyecto, acercar la

tecnología de las energías renovables supone todo un avance para la

sociedad y la agricultura de dicho entorno.

5. Uso de la tecnología eléctrica para mejorar la productividad.

No nos cabe ninguna duda de que la productividad de nuestra instalación

mejorará gracias a la ayuda de la energía solar fotovoltaica. Prueba de ello

es ascensión de este tipo de instalaciones en entornos no industrializaos.

136

6. Aplicar la solución más económica y viable a largo plazo para el cliente.

Hemos dedicado un epígrafe de este proyecto al estudio de dicha

rentabilidad, demostrando que sin lugar a dudas la solución adoptada es

la más viable en la actualidad, y lo será aún más en un futuro muy próximo.

7. Realizar un proyecto sostenible y respetable con el medio ambiente.

Cualquier proyecto que incluya una fuente de energía renovable será más

sostenible y respetable con el medio ambiente que cualquier otro que no

disponga de ellas.

Como apunte final garantizamos que hemos realizado un proyecto acorde con el

propósito en este Grado de Ingeniería en el que se recoge una actividad actual y en pleno

desarrollo como la energía renovable.

Hemos realizado dicho proyecto siguiendo un orden estipulado, dando mayor

importancia a aquellas áreas que son de nuestro ámbito de estudio y menos a las que no,

pero sin olvidarnos de ellas.

Podemos concluir afirmando con plena satisfacción que el proyecto realizado así

como los resultados obtenidos, son realistas y perfectamente aplicables en un entorno

laboral real.

6.7. BIBLIOGRAFÍA.

ASIGNATURAS CURSADAS QUE HAN RESULTADO DE ESPECIAL INTERÉS EN EL

DESARROLLO DE ESTE PROYECTO:

Automática industrial.

Centrales eléctricas I.

Dibujo industrial.

Fundamentos de electrónica.

Generación eléctrica distribuida.

Instalaciones eléctricas de baja tensión.

Máquinas eléctricas I.

Mecánica de fluidos.

137

OTROS TFG QUE HAN SERVIDO DE APOYO:

Prototipo de sistema de bombeo fotovoltaico para proyectos de

cooperación al desarrollo con tecnologías apropiadas. Universidad Carlos

III de Madrid. Autor: David Arija González.

Alimentación eléctrica a 66 Kv para subestación de tracción eléctrica de

3300Vcc, y 3,3 MW. Universidad de Jaén. Autor: Luis Olmo Molina.

Instalación fotovoltaica sobre cubierta. Universidad de La Laguna. Autor:

Sergio Fajardo Santana.

Instalación solar fotovoltaica aislada. Universidad de Cartagena. Autor:

Juan Peñaranda Bernal.

Sistema de energía solar fotovoltaica conectado a red para regeneración.

Universidad Carlos III de Madrid. Autor: Carlos Cenamor Gómez.

WEBS CONSULTADAS:

www.autosolar.es

www.bloquesautocad.com

www.damiasolar.com

www.eliseosebastian.com

www.endesa.com

www.f2i2.net

www.ingemecanica.com

www.insht.es

www.mosingenieros.com

www.ree.es

www.sitiosolar.com

www.solarpraxis.de

138

DOCUMENTACIÓN TÉCNICA CONSULTADA:

Bomba sumergible SAER:

Placas fotovoltaicas AXITEC:

Variador OMROM MX2:

REGLAMENTACIÓN APLICABLE:

En cuanto al sondeo y perforación se sigue el RD Legislativo 1/2001, de

20 de Julio. Por el que se aprueba el texto refundido de la ley de aguas:

En cuanto al ámbito hidrográfico establecido por la Junta de Andalucía, y

aunque se salga de las competencias de nuestro trabajo, ha de tenerse en

cuenta el RD 1/2016. Por el que se regula el plan hidrográfico de la

demarcación del Guadalquivir, zona a la que afecta nuestro proyecto:

En cuanto a la instalación fotovoltaica seguiremos el RD 900/2015, de 9 de

octubre. Por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y

económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica de

autoconsumo y de producción con autoconsumo:

En cuanto a las características eléctricas de la instalación seguiremos el

RD 842/2002. Revisión Septiembre 2015. Por el que se regulan las

instalaciones electrotécnicas de Baja Tensión:

Guía técnica para la evaluación y prevención del riesgo eléctrico según el

RD 614/2001 de 8 de junio BOE nº148 de 21 de junio. Revisión 2014:

Reglamentación interna de la Universidad de Jaén y la Escuela politécnica

Superior de Linares referente a la realización de Trabajos Fin de Grado.

139

NORMATIVA APLICABLE

Código técnico de edificación (CTE).

Norma UNE-EN 61215 relativa a módulos fotovoltaicos de silicio cristalino.

Norma UNE 157701:2006. Criterios generales para la elaboración de

proyectos de instalaciones eléctricas de baja tensión.

Normas UNE 37-501, UNE 37- 508 y MV102 relativa a la estructura soporte

de los paneles solares.

Ley 7/2007, de 9 de julio, de Gestión Integrada de la Calidad Ambiental,

Sección 5ª, Calificación Ambiental, Art. 41 y siguientes.

R. D. 1955/2000, de 1 de diciembre CAPÍTULO VI - Revisiones e

inspecciones Artículo 163. Revisiones periódicas.

Artículo 4º del RD 1627/1997, de 24 de octubre sobre disposiciones

mínimas de seguridad y salud en obras de construcción.

Guía técnica para la evaluación y prevención del riesgo eléctrico según el

RD 614/2001 de 8 de junio BOE nº148 de 21 de junio.

ESTUDIOS Y PROYECTOS CONSULTADOS (PROPIEDAD DEL AUTOR).

Estudio hidrogeológico de la finca “Cruz de Tiena”, Moclín Granada.

Proyecto Centro de transformación de 50 KVA y línea de alta tensión de

20 KV en Tiena, Moclín Granada.

Otras instalaciones reales similares a la proyectada realizadas en el

entorno del autor.

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