PROYECTO DE INSTALACIÓN PLANTA FOTOVOLTAICA SOBRE CUBIERTA CONECTADA A LA RED EN SEU DEL CONSELL II

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CONECTADA A LA RED EN

“SEU DEL CONSELL II”

Promotor: CONSELL INSULAR D’EIVISSA NIF / CIF: S-0733001-B

Emplazamiento: Avda. España, 49 07800-Eivissa

PFV-01-19 Adrián Ferrer Guasch

Graduado en Ingeniería Especialidad en mecánica Colegiado número 1469 FERRER GUASCH

ADRIAN - 47253713Y

Firmado digitalmente por FERRER GUASCH ADRIAN - 47253713Y Nombre de reconocimiento (DN):

c=ES, serialNumber=47253713Y, sn=FERRER GUASCH, givenName=ADRIAN, cn=FERRER GUASCH ADRIAN - 47253713Y Fecha: 2019.04.15 10:00:59 +02'00'

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Índice General - Página 1 de 6

INDICE DOCUMENTO I: MEMORIA DESCRIPTIVA

1.- Objeto

1.1.-Antecedentes 1.2.- Objeto y alcance 1.3.- Promotor

1.4.- Emplazamiento y edificio 1.5.- Hoja Resumen de Proyecto 1.6.- Hoja Resumen de la Instalación

2.- Disposiciones legales, normas y tramitaciones administrativas 2.1.- Disposiciones legales y normas técnicas

2.2.- Autorizaciones sectoriales

3.- Características principales de la instalación 4.- Descripción de la instalación

4.1.- Descripción de la planta y adecuación del emplazamiento 4.2.- Paneles fotovoltaicos

4.3.- Estructura soporte

4.4.- Disposición de los módulos

4.5.- Cajas de agrupamiento monitorizadas 4.6.- Inversores

4.7.- Protecciones de tensión, frecuencia, galvánica y funcionamiento isla 4.8.- Cuadro de salida

4.9.- Conexión sobre la red

4.10.- Monitorización de la instalación 4.11.- Recinto para equipos

4.12.- Canalizaciones

4.13.- Instalación de conexión a red 4.13.1.- General

4.13.2.- Tensión de servicio 4.13.3.- Conductores de red 4.13.4.- Caja de seccionamiento 4.13.5.- Acometida

4.13.6.- Caja General de Protección 4.13.7.- Instalación de puesta a tierra 4.14.- Esquema eléctrico de la instalación 5.- Balance energético

5.1.- Irradiación

5.2.- Rendimiento y balance de energía entregada a la red

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6.- Calendario de ejecución

7.- Dirección de las obras a efectuar 8.- Modificaciones del presente proyecto 9.- Consideraciones finales

DOCUMENTO II: MEMORIA ESTRUCTURA

1.- Objeto

1.1.- Antecedentes

1.2.- Emplazamiento y edificio 2.- Normativa

3.- Aspectos relativos a la cubierta

3.1.- Descripción de la cubierta actual 3.2.- Tratamientos a realizar

4.- Análisis estructural y de sobrecargas 4.1.- Fuerzas sobre la placa 4.2.- Cargas de cálculo 4.3.- Estructura área 1 4.4.- Estructura área 2 4.5.- Estructura área 3 5.- Conclusiones estructura

5.1.- Descripción de la solución adoptada 5.2.- Valoración de la solución adoptada

DOCUMENTO III: MEMORIA DE IMPACTO AMBIENTAL

1.- Objeto del proyecto, normativa, clasificación y procedimiento de evaluación 2.- Emplazamiento y descripción general de la edificación

3.- Descripción de la instalación y descripción de la actividad 4.- Alternativas estudiadas y acumulación con otros proyectos

5.- Impactos potenciales para el medio ambiente 5.1 Fase de construcción

5.1.1 Impacto sobre el terreno 5.1.2 Materiales

5.1.3 Ambiente sonoro

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5.2 Fase de explotación

5.2.1 Residuos sólidos urbanos 5.2.2 Aguas residuales

5.2.3 Emisión de gases 5.2.4 Consumo eléctrico 5.2.5 Impacto acústico 5.2.6 Impacto visual

5.2.7 Fauna y vegetación

5.2.8 Otros impactos potenciales

6.- Mejoras ambientales y medidas preventivas, correctores o compensatorias 7.- Matriz de impactos

8.- Seguimiento 9.- Conclusiones

DOCUMENTO IV: PLIEGO DE CONDICIONES

1.- Objeto

2.- Condiciones particulares para el sistema fotovoltaico 2.1.- Condiciones técnicas para la conexión a la red 2.2.- Diseño

2.2.1.- Diseño del generador fotovoltaico 2.2.2.- Diseño del sistema de monitorización 2.3.- Componentes y materiales

2.3.1.- Generalidades

2.3.2.- Sistemas generadores fotovoltaicos 2.3.3.- Estructura soporte

2.3.4.- Inversores 2.3.5.- Cableado 2.3.6.-Conexión a red 2.3.7.- Equipo de medida 2.3.8.- Protecciones

2.3.9.- Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas 2.3.10.-Armónicos y compatibilidad electromagnética

2.4.- Aprovisionamiento, transporte y almacenamiento del material

2.4.1.- Aprovisionamiento

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2.4.2.- Transporte 2.4.3.- Almacenamiento 2.5.- Recepción y pruebas

2.6.- Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento 2.6.1.- Generalidades

2.6.2.- Programa de mantenimiento 2.7.- Certificados, garantía y seguros

2.7.1.- Certificados de material 2.7.2.- Garantías

2.7.3.- Seguros

3.- Condiciones particulares para la estructura soporte 3.1.- Tipos de acero

3.2.- Características mecánicas del Acero 3.3.- Composición química

3.4.- Garantía de las características 3.5.- Transporte a obra

3.6.- Montaje

3.7.- Control de calidad

DOCUMENTO V: PRESUPUESTO

1.- Cuadro de precios 1

2.- Cuadro de precios 2

3.- Cuadro de descompuestos 4.- Mediciones

5.- Mediciones y presupuesto 6.- Resumen presupuesto

DOCUMENTO VI: ESTUDIO BÁSICO DE SEGURIDAD Y SALUD

1.- Objeto del estudio de seguridad

2.- Obligaciones

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3.- Normas de seguridad y salud aplicables 4.- Características de la obra

4.1.- Descripción de la obra 4.2.- Situación de la obra

4.3.- Presupuesto, plazo de ejecución y mano de obra 4.4.- Interferencias y servicios afectados

4.5.- Unidades constructivas que componen la obra

5.- Definición de los riesgos: medidas de protección y prevención 5.1.- Obra civil

5.1.1.- Descripción de los trabajos 5.1.2.- Riesgos más frecuentes 5.1.3.- Normas básicas de seguridad 5.1.4.- Protecciones personales 5.1.5.- Protecciones colectivas 5.2.- Montaje de estructura metálica

5.2.1.- Descripción de los trabajos 5.2.2.- Riesgos más frecuentes 5.2.3.- Normas básicas de seguridad 5.2.4.- Protecciones personales 5.2.5.- Protecciones colectivas 5.3.- Montaje de equipos

5.3.1.- Descripción de los trabajos 5.3.2.- Movimiento de cargas

5.3.2.1.- Descripción de los trabajos 5.3.2.2.- Riesgos más frecuentes 5.3.1.3.- Normas básicas de seguridad 5.3.2.4.- Protecciones personales 5.3.2.5.- Protecciones colectivas

5.3.3.- Instalaciones mecánicas: Equipos y canalizaciones 5.3.3.1.- Descripción de los trabajos

5.3.3.2.- Riesgos más frecuentes 5.3.3.3.- Normas básicas de seguridad 5.3.3.4.- Protecciones personales 5.3.3.5.- Protecciones colectivas 5.3.4.- Instalación eléctrica

5.3.4.1.- Descripción de los trabajos 5.3.4.2.- Riesgos más frecuentes 5.3.4.3.- Normas básicas de seguridad 5.3.4.4.- Protecciones personales 5.3.4.5.- Protecciones colectivas 6.- Medios auxiliares

6.1.- Pala excavadora o tractor

6.1.1.- Riesgos más frecuentes

6.1.2.- Normas básicas de seguridad

6.1.3.- Protecciones personales

6.1.4.- Protecciones colectivas

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6.2.- Escaleras de mano 6.2.1.- Descripción

6.2.2.- Riesgos más frecuentes 6.2.3.- Normas básicas de seguridad

6.2.4.- Protecciones personales individuales 6.2.5.- Protecciones colectivas

7.- Normas de seguridad para la prevención de incendios 8.- Instalación de higiene y bienestar

9.- Condiciones de los medios de protección 9.1.- Protecciones personales

9.2.- Protecciones colectivas

9.2.1.- Vallas autónomas de limitación y protección 9.2.2.- Barandillas

9.2.3.- Cables de sujeción de cinturones de seguridad y anclajes 9.2.4.- Plataformas de trabajo

9.2.5.- Escalera de mano 9.2.6.- Extintores

10.- Servicios de prevención

10.1.- Servicio técnico de seguridad e higiene 10.2.- Servicios médicos. Reconocimientos 10.3.- Botiquín

11.- Asistencia a accidentados. Plan de seguridad y salud 12.- Recomendaciones finales

13.- Presupuesto del plan de seguridad

DOCUMENTO VII: PLANOS

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CONECTADA A LA RED EN

“SEU DEL CONSELL II”

Promotor: CONSELL INSULAR D’EIVISSA NIF / CIF: S-0733001-B

Emplazamiento: Avda. España, 49 07800-Eivissa

DOCUMENTO I: Memoria Descriptiva

PFV-01-19 Adrián Ferrer Guasch

Graduado en Ingeniería Especialidad en mecánica Colegiado número 1469

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Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 1 de 31 DOCUMENTO 1: MEMORIA DESCRIPTIVA

1. OBJETO 1.1 Antecedentes 1.2 Objeto y alcance 1.3 Promotor

1.4 Emplazamiento y edificio 1.5 Hoja Resumen de Proyecto 1.6 Hoja Resumen de instalación

2. DISPOSICIONES LEGALES, NORMAS TECNICAS Y TRAMITACIONES 2.1 Disposiciones legales y normas técnicas

2.2 Autorizaciones sectoriales y legalización de la instalación 3. CARACTERISTICAS PRINCIPALES DE LA INSTALACION 4. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN

4.1 Descripción de la planta y adecuación del emplazamiento 4.2 Paneles fotovoltaicos

4.3 Estructura soporte

4.4 Disposición de los módulos 4.5 Cajas de conexión monitorizadas 4.6 Inversores

4.7 Protecciones de tensión, frecuencia, galvánica y funcionamiento en isla 4.8 Cuadro de salida

4.9 Conexión sobre la red

4.10 Monitorización de la instalación 4.11 Recinto para equipos

4.12 Canalizaciones

4.13 Instalación de conexión a la red 4.14 Esquema eléctrico de la instalación 5. BALANCE ENERGÉTICO

5.1. Irradiación

5.2 Rendimiento y balance de energía 6. CALENDARIO DE EJECUCIÓN

7. DIRECCIÓN DE LAS OBRAS A EFECTUAR 8. MODIFICACIONES DEL PRESENTE PROYECTO 9. CONSIDERACIONES FINALES

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Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 2 de 31 1 OBJETO

1.1 Antecedentes

El Consell Insular d’Eivissa, con la intención de impulsar el desarrollo i promover el uso de la energía limpia y renovable, solicita la modificación del proyecto ya presentado en diciembre de 2016, a los efectos de obtener un mayor aprovechamiento de la energía solar transformándose en energía eléctrica con vertido a la red eléctrica, implantando en la cubierta de varias edificaciones de su propiedad plantas fotovoltaicas en régimen de producción de energía.

El presente proyecto técnico, constituye en su conjunto, junto a la parte eléctrica y estructura de sustento de la propia planta fotovoltaica, la definición de la instalación a ubicar en la Sede del Consell Insular d’Eivissa. Igualmente, acompañan de forma consustancial los pliegos de condiciones, Estudio básico de seguridad y salud, planos, presupuesto y mediciones que completan el presente documento.

El presente documento, en su conjunto, pretende definir los elementos y actuaciones junto a las prestaciones y de características de los elementos y materiales para la constitución de la planta, incluyendo una selección de materiales tipo (según fabricante y modelo) sin que sea dicha selección definitiva, de forma que sirva de base a propuestas técnico-económicas para los licitadores.

Al mismo tiempo, concreta una solución técnica de detalle, que podrá servir de base documental para la tramitación, legalización y puesta en servicio de la planta fotovoltaica ejecutada. Será responsabilidad del adjudicatario en su caso, elaborar y tramitar los proyectos definitivos en caso de realizarse modificaciones, y ajustarse, en cualquier caso, a las condiciones técnicas que se establezcan en el concurso.

El presente proyecto técnico se divide en varios documentos, los cuales se detallan y describen brevemente a continuación:

 Documento I: “Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico”, por la que se aborda la introducción a la instalación y los detalles de la misma, y más en detalle, en el anexo específico a tal documento, el diseño de la instalación eléctrica.

 Documento II: “Estructura”, en el que se analiza la estructura complementaria necesaria para situar los paneles fotovoltaicos sobre la cubierta de la edificación en cuestión con un sistema de contrapesos, analizando los efectos de succión y sobrecarga de la cubierta.

 Documento III: “Memoria Básica de Impacto Ambiental”, en la que se analizan los factores que pueden influir en el medio ambiente debidas a la implantación de la planta fotovoltaica y, en caso de advertirse cualquier influencia negativa, apuntar a medidas correctoras.

 Documento IV: “Pliego de Condiciones”, donde se establecen las prescripciones técnicas eléctricas y estructurales para la instalación de la planta fotovoltaica.

 Documento V: “Estudio Básico de Seguridad y Salud”, en el que se analizan para el conjunto de actuaciones, la obra a realizar, los riesgos y medidas preventivas y correctoras que deberán prevalecer y preservar la seguridad y salud de la obra.

 Documento VI: “Presupuesto”, acompañado por los diferentes documentos de

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Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 3 de 31

licitación pública y adjuntando la documentación de medidas y estimación económica de la obra.

 Documento VII: “Planos”, con toda la documentación gráfica del proyecto en cuestión y la instalación a ejecutar.

Para el presente caso, al realizarse la instalación de conexión a la red interior en el armario de red en la parcela, no será preciso realizar proyecto específico para la conexión.

1.2 Objeto y alcance

El objeto del presente proyecto es describir y marcar las características técnicas que debe de cumplir la parte de la instalación eléctrica y estructural para la implantación de una planta de producción de energía eléctrica fotovoltaica en la cubierta de la Sede del Consell d’Eivissa, según situación y emplazamiento que se detallan a posteriori.

El presente proyecto pretende demarcar los equipos y materiales necesarios a emplear para la construcción de una planta fotovoltaica de 40 kW nominales. Dicha potencia podrá reducirse en caso que la renovación del punto de conexión así lo estime oportuno.

Los paneles fotovoltaicos se ubicarán sobre los espacios disponibles en la cubierta del edificio de la Seu del Consell. Existe el hecho de que sobre dicha cubierta se emplaza actualmente una primera planta fotovoltaica conectada a red con potencia 7,5kW nominales, quedando constancia en el estudio de acceso IB001092 a fecha de 28 de enero de 2011.

La instalación de los paneles fotovoltaicos, sobre sus correspondientes estructuras de sustento (recogida en el documento II, del presente proyecto técnico), deberá completarse con la instalación de equipos inversores para conversión de la energía producida, los metrajes de cableado de sección adecuada y otros elementos de protección, maniobra y medida que habrán de garantizar el correcto funcionamiento de la instalación, su funcionamiento y la seguridad de la instalación en cuestión.

En el presente documento, se establecen y fijan los elementos constituyentes de la planta, al igual que se determina su disposición física, las características que deberán de reunir y se realiza un balance energético de la energía que será vertida a la red durante el ciclo de vida estimado de la planta.

En apartados específicos, se indican y explicitan la estructura, los refuerzos y otros elementos estructurales que serán necesarios para la sustentación de la instalación sobre la cubierta de la edificación en cuestión sobre la que se realiza dicha planta.

Este proyecto se elabora de acuerdo con las reglamentaciones y normas técnicas que le son de aplicación para el diseño, montaje y puesta en servicio de una instalación fotovoltaica.

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Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 4 de 31 1.3 Promotor

El promotor de la instalación es:

Titular: Consell d’Eivissa

CIF: S-0733001-B

Razón social: Avenida España nº 49 07800 Eivissa

Tfno contacto: 971 19 59 00 1.4 Emplazamiento y edificio

La planta fotovoltaica objeto de este proyecto se pretende ubicar en la cubierta del edificio principal del Consell Insular d’Eivissa, situado en la Avenida España nº 49, con código postal 07800, perteneciendo al municipio de Eivissa.

Las coordenadas geográficas de la parcela son:

38º 54’ 26,98” N, 1º 25’ 37,65” E

Referencia Catastral: 3778301CD6037N0001FG

La construcción comprende 5 plantas, planta baja y sótano garaje. La cubierta es plana con espacios a diferentes alturas y lucernarios varios. La edificación en cuestión está constituida por una estructura de forjado reticular de canto 25cm que apoya en pilares de hormigón armado.

Al mismo tiempo, se observa que en el espacio central de la edificación, se emplaza el casetón del hueco de ascensores con una altura de 3m, de forma que el propio proyecta sombra en espacios significativos de la cubierta.

La superficie total de cubiertas es de 886m2, con una superficie de 279,40 m² que se aprovecha para la instalación de paneles fotovoltaicos tal y como se muestra en los planos adjuntos.

A efectos de orientación de paneles, la cubierta se orienta básicamente 13,8º hacia el Sur-Este, es decir, 13,8º con respecto a la acimut.

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Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 5 de 31 1.5 Hoja Resumen de Proyecto

DATOS DEL PROMOTOR

Razón Social: CONSELL D’EIVISSA

CIF/NIF: S-0733001-B

Sector empresarial ADMINISTRACION PÚBLICA Domicilio social: Avda España nº 49, 07800 EIVISSA

Teléfono: 97119 59 00 Telefax:

E – mail: [email protected] Miembro Solicitante Jose Ignacio Jorquera

TÉCNICO REDACTOR

Adrián Ferrer Guasch – Ingeniero Técnico Industrial – COETIIB – Colegiado nº 1469

Dirección:

INFEGU Ibiza – Oficina Técnica de Ingeniería Edif Aquatic Park Bloque II, Local 3

C/ Alhaueth s/n, 07800 Eivissa Localidad: Eivissa – Illes Balears

Teléfono: 971 59 02 59

Móvil: 600 78 37 59

E – mail: [email protected]

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Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 6 de 31 1.6 Hoja Resumen de la Instalación

DATOS DE LA INSTALACIÓN

Planta Fotovoltaica de 40 kW conectada a red ‘Seu del Consell II’

DIRECCIÓN Avda España nº49 LOCALIDAD 07800 Eivissa

CALIFICACIÓN URBANÍSTICA DE LA

PARCELA Urbano

USO A QUE SE DESTINA Central fotovoltaica de

conexión a red SUPERFICIE 279,40 m² POTENCIA MAX ADM. (Suministro normal ) TENSION 400V

POTENCIA MAX ADM. (Suministro complem) TRIFASICA

POTENCIA DE PANELES: 116 x 360 Wp = 41.760Wp POTENCIA DE INVERSORES: 25kW + 15kW= 40 kW CLASIFICACION DE LA INSTALACIÓN:

Instalación generadora – instalación de autoconsumo – fotovoltaica conectada a red.

PUNTO DE CONEXIÓN A RED:

Línea nº 8 del transformador CD Hospital nº 30207

Capacidad máxima del punto de conexión: 40 kW (potencia nominal máxima de inversores) SISTEMA DE INSTALACIÓN:

Instalación de paneles sobre cubierta de edificación

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2. DISPOSICIONES LEGALES, NORMAS Y TRAMITACIONES ADMINISTRATIVAS 2.1 Disposiciones legales y normas técnicas

La instalación se diseña conforme a la reglamentación, normas técnicas y resoluciones administrativas que le son de aplicación, en particular:

 Documento del director general de Energia i Cambio Climático del 12 de diciembre de 2018, por el que se esclarecen las particularidades para la conexión a la red interior de las instalaciones de autoconsumo de energía eléctrica de pequeña potencia (P<100kW) situadas en las Islas Baleares.

 Real Decreto Ley 15/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores.

 Real Decreto 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 con autoconsumo y de producción con autoconsumo.

 Documento del director general de Energía y Cambio Climático de 9 de septiembre de 2016, por el que se aclaran las particularidades para la conexión a la red interior de las instalaciones de autoconsumo de energía eléctrica de pequeña potencia (P<100kW) situadas en las Islas Baleares en suministros eléctricos existentes a la entrada en vigor del Real Decreto/2015.

 Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.

 Circular 3/2014, de 2 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad.

 RD 235/2013, de 5 de abril, por el que se aprueba el procedimiento básico para la certificación de la eficiencia energética de los edificios.

 RD 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

 RDL 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico.

 Orden IET/1168/2014, de 3 de julio, por la que se determina la fecha de inscripción automática de determinadas instalaciones en el registro de régimen retributivo específico previsto en el Título V del RD 413/2014, de 6 de junio, por el que se reula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, cogeneración y residuo

 Real Decreto-ley 14/2010 de 23 de Diciembre, por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico.

 Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética.

 Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia.

 Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.

 Real Decreto 1955/2000 por el que se regulan las instalaciones de energía eléctrica.

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 Real Decreto 1663/2000 del 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones a la red de baja tensión.

 Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto por el que se aprueba el Reglamento electrotécnico de baja tensión e instrucciones técnicas complementarias.

 Decretos y disposiciones de la Comunidad Autónoma de Balears para la autorización y tramitación de instalaciones fotovoltaicas.

 Normas particulares de instalaciones de enlace de la compañía eléctrica Gesa- Endesa CIES.

 Condiciones Técnicas para Redes Subterráneas de Baja y Media tensión.

Resolución 27-7-2004 de la Dirección General de Industria. BOIB 109 de 7-8-2004.

 Condiciones Técnicas para la Conexión de Instalaciones Fotovoltaicas a la red BT, de la empresa distribuidora Gesa-Endesa (Sept 2008).

 Ley 16/2006 de 16 de Octubre, de régimen jurídico de las Licencias Integradas de Actividad de las Illes Balears.

 RD 1/2008 de 11 de Enero, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de Evaluación de Impacto Ambiental.

 Ley 11/2006 de 14 de septiembre, de evaluaciones de impacto ambiental y evaluaciones ambientales estratégicas en las Islas Baleares.

 Real Decreto 1627/1997, de 24 de octubre, por el que se establecen disposiciones mínimas de seguridad y de salud en las obras de construcción.

 Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Fotovoltaicas Conectadas a Red del IDAE (Octubre 2002).

2.2 Autorizaciones sectoriales Punto de conexión a la red

Se estará a lo dispuesto en el informe de la empresa de distribución eléctrica Gesa- Endesa. Se establece según informe de la compañía distribuidora, emitido anteriormente, en 2017, que el punto de conexión será en la red interior, de acuerdo a la modalidad de autoconsumo, sobre el cuadro de BT del transformador privado del Consell Insular d’Eivissa, ubicado en la planta baja de la edificación.

Se emplazará caja de protección con fusibles de amperaje adecuado, y se realizará la conexión sobre el cuadro de baja tensión del Transformador privado ya existente titularidad del Consell en caso de autorización expresa de la compañía distribuidora.

Autorizaciones sectoriales y legalización de la instalación

Se estará a lo dispuesto por la normativa vigente a los efectos de recabar la autorización administrativa de la instalación, licencia municipal de obra y permiso de instalación, inscripción en el Registro Especial de Productores, Evaluación de Impacto Ambiental en su caso, inscripción en el Registro de Preasignación de Retribución y otros trámites que pueda requerir la Administración para proceder al montaje y ulterior puesta en servicio de la instalación.

3 CARACTERISTICAS PRINCIPALES DE LA INSTALACION

En adelante se establecen las características que habrá de reunir la instalación de la

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planta fotovoltaica objeto del presente proyecto de forma que se indican las características de materiales elegidos y que servirán de base para la licitación de la obra y materiales a suministrar para la ejecución de la misma.

De esta manera, se definen las prestaciones y características de la instalación en todo su conjunto y en particular para cada componente, garantizándose unas eficiencias mínimas, un correcto encaje y adecuación de la instalación en cuestión a las características y limitaciones que presenta la cubierta de la edificación en la que se pretende ubicar.

La potencia de instalación queda limitada por espacios en cubierta, siendo la potencia nominal máxima de inversores de hasta 40kW, según capacidad máxima del punto de conexión que se tiene a la fecha.

Los principales parámetros condicionantes de diseño y que han sido revisados en la propuesta técnica han sido los siguientes:

- Superficies máximas disponibles a ocupar por los paneles.

- Potencia nominal total de inversores (dentro de los márgenes establecidos) - Dimensiones, altura y peso de los paneles (dentro de los márgenes establecidos) - Rendimiento y eficiencia de los sistemas (de mínimos).

- Balance energético y producción anual (a maximizar).

En los apartados que siguen se indican los valores nominales de los diferentes parámetros que han servido de base para el diseño y cálculo de la instalación.

Cuando una magnitud, característica o prestación sea un factor condicionante se explicitarán los márgenes a los que habrá de ceñirse el elemento constituyente o la instalación en su conjunto.

4 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN

4.1 Descripción de la planta y adecuación del emplazamiento

La superficie disponible de cubierta para los paneles fotovoltaicos se limita a 279,40m² repartidos entre los diferentes espacios disponibles en cubierta y que se epigrafía en los planos adjuntos.

Los inversores, así como el resto de elementos de monitorización, maniobra y protección de la instalación, se alojarán en recinto de equipamientos (junto a hueco de ascensores), a nivel de una planta por debajo de cubierta, donde ya se emplaza el conjunto de inversores de la fotovoltaica existente.

4.2 Paneles fotovoltaicos

Los módulos solares a utilizar serán de silicio monocristalino, preferiblemente de la marca SUNPOWER modelo SPR-X22-360 ó similar. Se admitirán otros modelos similares a los planteados siempre debiendo de justificarse la solución adoptada.

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No variarán las propiedades fundamentales de las placas por lo que hace a potencia pico y/o dimensiones, de acuerdo con no variar los índices de aprovechamiento de la cubierta en la que se instala la planta y/o aumentar los requisitos de contrapesos.

Las características de cada módulo, en condiciones estándar de prueba 1000 W/m², 25 º C, AM 1.5, son las siguientes:

Parámetro Nominal

Máxima potencia de salida 360 W

Dimensiones (mm) 1.559 mm h (alto)

1.046 mm w (ancho) 46 mm f (fondo)

Peso 18,6 kg

Tensión con potencia máxima de salida

59,1 V Intensidad con máxima potencia de

salida

6,09 A

Tensión en vacío 69,5 V

Intensidad de cortocircuito 6,48 A

Los módulos cumplirán las normativas IEC 61215, UNE-EN 61215 y estarán cualificados por una entidad u organismo reconocido.

En el Pliego de Condiciones Técnicas se señalan las características constructivas y de funcionamiento que habrá de reunir este material.

4.3 Estructura soporte

Los paneles solares mantendrán una orientación fija 13,8º acimut Sur-Este (alineaciones de cubierta) y se sujetarán atornillados a la estructura prevista del bloque prefabricado.

La estructura portante de paneles abrazará, con tornillería adecuada, los paneles a la estructura de bloques prevista, para conformar una estructura única por superficie que se ocupe (mayor resistencia) y que sirva de sujeción a la instalación.

Se ha preferido instalación autolastrada con bloques de hormigón tipo SOLARBLOC o similar, a los efectos de simplificar la instalación a llevar a cabo.

El dimensionado de los elementos portantes de las instalaciones fotovoltaicas se instruirá según el Código Técnico de la Edificación DB-SE-AE, considerando tanto las hipótesis de cargas permanentes debidas al peso propio de los elementos, como las hipótesis de nieve y viento para la zona geográfica donde se emplaza la instalación.

En el documento 2 “Estructuras” que se acompaña se detallan las características de las estructuras de sustentación de los paneles a ubicar sobre la cubierta de la edificación, la sobrecarga de uso que supone la propia instalación sobre la misma, así como otras consideraciones a tener en cuenta para la ejecución de dicha parte de la instalación.

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Los cálculos estáticos del sistema de fijación de los paneles deberán justificarse suficientemente por el fabricante proveedor de dicha parte de la estructura de sustentación.

4.4 Disposición de los módulos

A efectos de preservar la eficiencia de la solución técnica adoptada la disposición de los módulos sobre la cubierta deberá cumplir los siguientes criterios:

Huella

Los módulos deberán emplazarse en todo caso en el interior del perímetro que se recoge en planos, fuera de la zona de sombras (proyecciones del recinto de ascensores), como se señala en planos.

Para la implantación sobre el espacio de cubierta más al Sur-Oeste deberá cuidarse no proyectar sombra sobre la planta fotovoltaica existente (ver el correspondiente plano de espacios disponibles y sombras).

Inclinación de los módulos con respecto a la horizontal

Los módulos se dispondrán con un ángulo de inclinación máximo de 18º y mínima de 5º, principalmente para evitar efectos de sombras excesivas o aumento de cargas sobre la estructura de vigas.

Distancia entre filas de módulos

Para limitar los efectos de sombra la distancia entre filas de paneles se determinará de acuerdo con lo dispuesto en el punto 5 del Anexo III del documento Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Fotovoltaicas Conectadas a Red del IDAE.

En particular, se tomará un factor mínimo K = d / h = 2,41, donde d y h son respectivamente el espaciado entre filas y la diferencia de altura efectivos, de acuerdo con la figura que se acompaña:

A efectos de cálculo de la instalación, los parámetros considerados en este proyecto han sido los siguientes:

- Inclinación de módulos 18º

- h = Altura entre módulos h = 0,48m - d = Separación entre módulos d = 1,16 m

- Distancia entre filas de módulos s = 1,16m + 1,49m = 2,64 m

(20)

En todo caso, se limita a un máximo de 0,50 m la altura h de panel expuesta al viento y se tomará como medida correctora una distancia entre filas de 3 metros a efectos de simplificar la instalación. No obstante, se podrá reducir hasta el límite de 2,64m en los casos que se crea necesario y oportuno durante la instalación.

Con estos parámetros el sistema de generación estaría compuesto por:

Cubierta Superficie

ocupada m2 Filas Módulos por fila

Total módul os

Potencia modulo

Pot.

instalad a W

Area 1 114,29 3 15 45 360 16.200

Area 2 68,74 2 14/15 29 360 10.440

Area 3 96,39 2 21 42 360 15.120

Total 283,96 - - 116 360 41.760

Resulta una potencia de pico instalada de 41.760 W. Se emplearán optimizadores de placa para maximizar la potencia captada.

Para mayor detalle ver disposición de paneles en Planos de Proyecto.

4.5 Cajas de agrupamiento monitorizadas

No serán precisas al realizarse la conexión directa de los strings al inversor. Ver apartado 4.6 de inversores.

4.6 Inversores

Realizan la conversión de la corriente continua proporcionada por el sistema de paneles en energía alterna 50 Hz para su vertido a la red.

Los inversores serán trifásicos y deberán incorporar los elementos necesarios para la detección de defecto a tierra, las protecciones de tensión y frecuencia, y la función de desconexión-conexión automática en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, de forma que se evite el funcionamiento en isla de la instalación.

El número de cadenas y número de módulos por cadena a conectar a cada inversor se realizará de acuerdo con las recomendaciones del fabricante, de manera que se procurará que los puntos de operación y rendimientos sean óptimos y acordes en cualquier caso a las recomendaciones y límites que fije el fabricante para el inversor en cuestión.

Los inversores estarán homologados y sus características se ajustarán a lo establecido en el Pliego de Condiciones. Además, la configuración elegida y las prestaciones mínimas de los inversores deberán cumplir lo siguiente:

- Rendimiento mínimo 97%

- Coeficiente de distorsión no lineal según normativa.

- Factor de potencia >0,98 - Autoconsumo < 5W

(21)

Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 13 de 31 - Gama de temperatura de operación -20ºC a +60ºC

- Humedad ambiente hasta 95%.

- Capacidad de monitorización (Interface para datos, interface para sensores ambientales, sistema de alarma).

- Potencia de pico instalada por inversor dentro de las recomendaciones del fabricante.

Se escogen dos inversores de la misma marca y modelo idénticos, pero con diferentes potencias, con tal de aumentar la eficiencia de la instalación. Los inversores elegidos para la instalación son una unidad SOLAREDGE SE25k, con potencia nominal de 25,0kW; y una unidad SOLAREDGE SE15k, con potencia nominal de 15kW.

Igualmente se podrán escoger inversores con las mismas características a los propuestos, siempre que no se varíe la potencia nominal de cada uno ni se modifiquen en más de un 20% las consideraciones dimensionales y de peso (incremento, para éste último parámetro).

Para el diseño que se contempla en este proyecto se han considerado 2 inversores trifásicos. Uno de ellos de 25.000 W nominales, conectándose a 71 placas (25,56 kW p, con 2 strings de 18 optimizadores dobles, conteniendo cada string 35 y 36 módulos, respectivamente), y otro d e 15.000 W nominales, conectándose a 45 placas (16,20kW p, con 1 string de 22 módulos y 1 string de 23 módulos, empleándose optimizadores individuales).

La potencia total de los inversores, referida en adelante como potencia nominal de instalación y considerada a efectos de cálculo de la energía entregada a la red, será de 40,0 kW.

Los inversores seleccionados, cuentan con las siguientes características:

DATOS DE ENTRADA SE15k SE25k

CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS

Potencia Máxima de CC 20250 W 33750 W

Tensión máxima de entrada 900 Vdc 900 Vdc

Tensión de entrada CC nominal 750 Vdc 750 Vdc

Corriente máxima de entrda 22 A 37 A

Sin transformador sin PAT Si Si

Detección de aislamiento falla PAT 700 kOHM 350 kOHM

DATOS DE SALIDA

Potencia nominal CA 15.000 W 25.000 W

Máxima corriente de salida, por fase 23 A 38 A

Acoplamiento a la red 3-NPE 400 V/230V 3-NPE 400 V/230V

Frecuencia CA 50 +-5 Hz 50 +-5 Hz

DATOS GENERALES

Consumo nocturno < 2,5 W < 4 W

Margen de temperatura -20ºC … +60ºC -20ºC … +60ºC

Dimensiones (Al. x An. X Pr. ) 540x315x260 mm 540x315x260 mm

(22)

Peso 33,2 kg 45 kg

RENDIMIENTO

Máximo rendimiento 98,0 % 98,3 %

Rendimiento europeo 97,6 % 98 %

Optimizadores

Se incluirán optimizadores de energía para la conexión de placas al string, de forma que se pueda optimizar la obtención de energía.

Se prevé la instalación de optimizadores individuales SOLAREDGE P500 y optimizadores dobles SOLAREDGE P800P.

Los optimizadores SOLAREDGE sólo son compatibles con inversores SOLAREDGE, en el caso de modificarse el inversor por el contratista, deberá justificar el empleo de otros optimizadores de placa, sean individuales o dobles.

4.7 Protecciones de tensión, frecuencia, galvánica y funcionamiento en isla

La función de conexión-desconexión automática por protecciones de sobre y sub frecuencias, sobre y sub tensiones y funcionamiento en isla quedarán integradas en los inversores, con tarado dentro de las tolerancias especificadas en normativa.

La protección por aislamiento galvánico quedará asegurada igualmente por los inversores.

4.8 Cuadro de salida

Este cuadro, instalado junto a los inversores, albergará el interruptor general de protección de la instalación y la protección contra sobretensiones. También contendrá los automáticos de protección de los inversores.

Incorporará una caja de protecciones común con:

- Un interruptor general tetrapolar (acorde a potencia finalmente instalada).

- Un interruptor tetrapolar para cada inversor.

- Un interruptor diferencial de 30 mA.

- Una protección tetrapolar contra sobretensiones.

4.9 Conexión sobre la red

Se emplazará caja con fusibles de 100A para llevar a cabo la conexión según el esquema C2 que se recoge en el Documento del director general de Energía y Cambio Climático de 9 de septiembre de 2016, por el que se aclaran las particularidades para la conexión a la red interior de las instalaciones de autoconsumo de energía eléctrica de pequeña potencia (P<100 kW) situadas en las Islas Baleares en suministros eléctricos existentes a la entrada en vigor del Real Decreto 900/2015 y según esquema C publicado en Document del director general d’Energia i Canvi Climàtic de 12 de desembre de 2018, pel qual s’aclareixen les particularitats pera a la connexió a la xarxa interior de les instal·lacions d’autoconsum d’energia eléctrica de petita potencia (P<100kW) situades a les Illes Balears en subministraments elèctrics..

Se realizará la conexión sobre el cuadro de BT del transformador de propiedad del Consell

(23)

Insular d’Eivissa, que con conexión a la red de distribución en MT, será preciso revisar la sustitución de tipología de contador en su caso, por parte de la Distribuidora.

4.10 Monitorización de la instalación

Se dispondrá de un sistema de monitorización de los parámetros principales de la instalación, con al menos las siguientes funcionalidades:

Estación meteorológica en cubierta:

 Sensor de viento

 Sensor de irradiación

 Sensor de temperatura ambiente

 Sensor de temperatura de los módulos Datos Eléctricos:

 Tarjeta de monitorización de los inversores, acorde con el fabricante.

 Parámetros de estado de cadenas de módulos (cajas de conexión monitorizadas) Registrador de Datos:

 Registradores de datos con el número acorde de entradas analógicas y digitales Conectividad a red:

 Modem/router

 Switch

 Cableado 2x2x0.5 o similar, según instrumentación

Se habilitará una línea ADSL (o solución de conectividad similar) para el acceso remoto y monitorización del correcto funcionamiento y rendimiento de la planta.

Estos equipos serán plenamente compatibles con los inversores y se dispondrán de buses de comunicaciones que permitan total consulta desde la red y/o internet.

4.11 Recinto para equipos

Los inversores y resto de equipos del cuadro de salida se ubicarán en el recinto existente junto al hueco de ascensores, a nivel de planta 5 (una por debajo de cubierta). Los equipos podrán emplazarse directamente sobre la pared, con espacio suficiente para la instrumentación, tip. 2,2m ancho x 1,8m alto.

El recinto dispone de cuadro con toma de corriente, alumbrado y ventilación suficiente.

En él se ubican los inversores de la fotovoltaica existente.

Albergará los inversores, cuadro de salida de la línea de evacuación y protecciones con interruptor general tetrapolar acorde con la potencia instalada, interruptor diferencial de 30 mA y protección tetrapolar contra sobretensiones.

También albergará el equipo de monitorización y seguimiento de toda la planta que captará los datos de los sensores de temperatura y meteo dispuestos en la cubierta de la edificación.

4.12 Canalizaciones

Para la disposición del cableado sobre cubierta se dispondrán bandejas plásticas ventiladas con tapa a lo largo de todo su recorrido. Igualmente serán clave para lleva

(24)

a cabo las agrupaciones de cable, así como en disposiciones de bajada de cubierta hacia inversores.

La derivación hacia el punto de conexión discurrirá bajo tubo en instalación superficial por los trazados que no dispongan de bandeja y por patinillos de bajada de edificio en verticales y bandejas en recorrido horizontal por la planta sótano de garaje, hacia el recinto del transformador. Al llevarse a cabo instalación en bandejas, será preciso que se identifique el cableado, precisando, según el buen hacer, realizar el empleo de cableado multiconductor.

4.13 Instalación de conexión a red 4.13.1 General

El punto de conexión de la instalación fotovoltaica a la red interior se establece sobre el cuadro de baja tensión del propio transformador, instalándose caja de fusibles previa a conexión, de forma que se disponga de mecanismo de bloqueo para la empresa distribuidora.

Dicho punto de instalación deberá ser confirmado según el trámite específico con GESA-ENDESA, y el informe técnico que la misma distribuidora reporte a tal caso, ya que fue anteriormente previsto con contador de generación en tramitación anterior.

La conexión, desde el cuarto donde se sitúan los inversores, se realizar con bajante por patinillo bajo tubo, paso por bandeja existente en parking subterráneo y subida a local de transformador (bajo tubo). Dicho recorrido se realizará con cable tipo RZ1-K de 50mm², multiconductor.

Una vez llegados al cuarto, se realizará el pase por las medidas de protección, caja de fusibles 100A o acorde a la potencia instalada, y se conectará sobre el cuadro de seccionamiento de Baja Tensión.

Las características de todos los elementos de red de titularidad compañía eléctrica se explicitan a continuación, así como en planos. Se ajustarán a las Condiciones Técnicas de Instalaciones de Enlace (CIES) y a las Condiciones Técnicas para la Conexión de Instalaciones Fotovoltaicas a la Red BT de la empresa distribuidora Gesa-Endesa.

4.13.2 Tensión de servicio

La red se explota en baja tensión con corriente alterna trifásica de 50 Hz. y neutro conectado a tierra, con esquema de distribución TT. La tensión nominal es de 400 V entre fases y 230 V entre fase y neutro.

4.13.3 Conductores de red

Se utilizarán los mismos conductores que los descritos o aquellos que pudiera indicar la empresa distribuidora.

4.13.4 Acometida

Para la presente, no existirá acometida.

(25)

Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 17 de 31 4.13.5 Caja General de Protección

Para la presente, no existirá al realizarse una conexión interior.

4.13.6 Instalación de puesta a tierra

Se preservará el esquema de distribución TT para determinar las características de las protecciones contra choques eléctricos, ante defecto y contra sobreintensidades El conductor neutro de la red se conectará a tierra en los armarios de distribución al menos cada 200 m de red, así como en los finales de red principal y de derivaciones.

Las conexiones a tierra se realizarán normalmente mediante picas cilíndricas de 2 metros de cobre o de acero conforme a norma ENDESA, conectadas al terminal pletina del neutro con cable de cobre desnudo de 35 mm2. Las picas podrán disponerse hincadas en el interior de la zanja de cables BT. Se procurará que la parte superior de la piqueta quede 15 o 20 cm por debajo del nivel del suelo.

La resistencia individual de tierra no será superior a 10 ohm. Una vez conectadas todas las puestas a tierra, la resistencia de puesta a tierra general deberá ser inferior a 37 ohm.

La puesta a tierra se realizará sobre un punto accesible y con resistencia suficiente, debidamente medida.

4.13 Esquema eléctrico de la instalación

El siguiente esquema recoge, a modo resumen, los diferentes elementos de conexión y protección de la instalación.

(26)

(27)

Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 19 de 31 5 BALANCE ENERGÉTICO

5.1 Irradiación

Los cálculos de irradiación se realizarán con el programa y bases de datos de PVGIS.

Para la estimación de la energía generada se deberán considerar la orientación e inclinación de los paneles. La orientación será conforme a cubierta 13,8º Sur-Este.

La inclinación de paneles será de 18º máximo y 5º mínimo. La solución adoptada en esta propuesta es de 18º como compromiso entre separación entre filas y ángulo óptimo de inclinación.

No se considerarán pérdidas por sombreado por cuanto la ubicación y disposición de paneles debe estar libre de sombras. La disposición de los paneles se ajustará, en todo caso, a los criterios establecidos en los Anexos II y III del Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Fotovoltaicas Conectadas a Red del IDAE (Octubre 2002).

La tabla siguiente muestra la irradiación diaria estadística mensual en kWh/m^2.día para las coordenadas geográficas de la planta.

(28)

Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 20 de 31 5.2 Rendimiento y balance de energía

En el balance de energía entregada a la red deberán justificarse los rendimientos y las prestaciones de los diferentes elementos, teniendo en cuenta los siguientes efectos (a valorar en % separadamente para cada uno de ellos):

- Calentamiento de los paneles (pérdidas) - Pérdidas en el cableado

- Rendimiento de los inversores

- Potencial suciedad / sombras en paneles - Pérdidas por orientación e inclinación - Porcentaje de disponibilidad de la planta

El rendimiento de la planta, teniendo en cuenta los anteriores factores, deberá ser al menos del 75% (exceptuados los de inclinación, caso de optarse por una inclinación mínima incrementando el número de paneles). En el análisis no se considerarán pérdidas en la red de distribución pública.

En base a los datos de irradiación y a los rendimientos de la planta se elaborará un balance de energía anual entregada, con los siguientes parámetros:

Ra Radiación anual, en kWh/m2

Pi Potencia instalada (suma de potencias nominales de las placas), en kWp η Rendimiento, en %

Ea Producción neta anual, en kWh

e Ratio entre producción neta anual y potencia pico instalada, en kWh/kWp La estimación de la Producción neta anual se calculará con la expresión:

Ea = (η / 100) x Ra x Pi en kWh/año

e = Ea / Pi en kWh/kWp

Estos datos servirán de base para la valoración técnica de las ofertas.

Para la validación de los ingresos estimados por venta de energía se calcularán las horas equivalentes de funcionamiento como el cociente entre la energía anual generada y la potencia nominal de los inversores:

Er = Ea / Pn donde

Er Número de horas equivalentes de funcionamiento

Pn Potencia nominal de la instalación (suma de potencias nominales de inversores), en kW

Para el diseño adoptado en este proyecto (41,76 kWp instalados, 40 kW nominales), los balances de rendimiento y energía anual generada quedan como sigue.

(29)

Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 21 de 31 El Rendimiento total estimado es resultado de los siguientes efectos:

Calentamiento de los paneles (pérdidas):

5,6 %

Pérdidas en el cableado:

1,1 %

Rendimiento del inversor:

98,0 %

Potencial suciedad/sombras en paneles:

1,71 %

Disponibilidad:

99,0 %

Pérdidas por orientación e inclinación: 1,0 % Rendimiento = 88,14 %

La Energía anual generada prevista se analiza en la siguiente tabla, y se compara con los consumos estipulados en facturas, a efectos de analizar si existirán excedentes de producción:

MES

CONSUMOS (kWh) PREVISIÓN GENERACIÓN

(kWh)

PREVISIÓN DE VERTIDO (kWh)

P1 P2 P3

ENERO 8094 30281 19227 3467,84 0

FEBRERO 8044 31799 17216 4160,66 0

MARZO 7835 31405 17397 5904,35 0

ABRIL 7236 28215 14354 6200,45 0

MAYO 6750 29776 11724 7000,14 0

JUNIO 7457 53507 14449 7210,98 0

JULIO 7790 67465 19396 7399,78 0

AGOSTO 7549 67264 19453 6793,88 0

SEPTIEMBRE 9600 64607 17022 5526,76 0

OCTUBRE 7725 39379 12698 4628,09 0

NOVIEMBRE 7915 29659 13649 3393,40 0

DICIEMBRE 8658 32786 18313 3042,42 0

TOTAL 94653 506143 194898 64728,74 0

Para la presente, solo se considera el periodo 2 (llano) que en las islas Baleares, se centraliza entre las 08 horas y las 18 horas en invierno; y en verano entre las 09 horas y las 19 horas, simbolizando las principales horas de producción.

A la vista queda que el consumo que registra el consumidor es mucho mayor a la generación fotovoltaica que se instalará en régimen de autoconsumo.

(30)

Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 22 de 31 6. CALENDARIO DE EJECUCIÓN

Se prevé realizar el montaje de la instalación en un plazo de 3 meses, según el siguiente programa:

Fase de ejecución

SEMANA

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Confirmación

Punto de conexión

Replanteo

obra

Acopio

Materiales

Obra civil

Montaje estructura soporte y líneas de vida, escalera

Transporte y montaje paneles

Cableado y conexiones inversores

Instalación y prueba sistema monitorización

Pruebas y

verificaciones Legalización y

puesta en servicio

COSTES (sin IVA, GG ni BI)

533,70 € 2.333,70 € 4.603,60 € 5.346,65 € 5.346,65 € 14.781,29 € 10.169,79 € 10.169,79 € 15.834,86 € 6.400,22 € 7.365,61 € 8.215,36 € 1.183,45 € 687,67 € 687,67 € 687,67 € 687,67 € 687,67 € 687,67 €

(31)

Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 23 de 31 7.- DIRECCIÓN DE LAS OBRAS A EFECTUAR

La dirección de los trabajos de instalación eléctrica a que se refiere el presente proyecto no se llevará a cabo por el autor del presente proyecto, salvo que así quede reflejado.

8.- MODIFICACIONES DEL PRESENTE PROYECTO

Las distintas modificaciones que puedan realizarse del proyecto original al estado definitivo de la planta fotovoltaica, se llevarán a cabo por el Director de la Obra, debiendo el adjudicatario asumir tales costes y efectos para su tramitación, legalización y puesta en servicio de la instalación.

9.- CONSIDERACIONES FINALES

La instalación de planta fotovoltaica conectada a red que recoge el presente proyecto técnico se ha definido de conformidad con las reglamentaciones, normativas y recomendaciones oficiales vigentes, así como con las normas particulares de la empresa suministradora, a todas las cuales deberá adaptarse para aquellos extremos no indicados en este documento.

La planta que se proyecta se acogerá al Real Decreto 900/2015 de 10 de octubre y ulteriores disposiciones a efectos de la asignación de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica.

De acuerdo con dicho Real Decreto se corresponde con una instalación de autoconsumo tipo 2, siendo una Planta Fotovoltaica sobre Cubierta conectada a Red con potencia nominal menor a la contratada e inferior a 100 kW.

De acuerdo con el Real Decreto 413/2014 se corresponde con una instalación Tipo b.1.1, al generar electricidad a partir de tecnología fotovoltaica.

Las condiciones que han de regir durante la fase de ejecución de la obra se establecen en el presente proyecto técnico a falta del correspondiente Plan de Seguridad y Salud.

La instalación proyectada deberá ser realizada por un instalador autorizado por la Dirección General de Industria de las Illes Balears.

Ha sido objeto principal de este proyecto definir las condiciones técnicas y prestaciones mínimas que habrá de reunir la instalación de planta fotovoltaica a ubicar en la Sede del Consell.

Ibiza, a Abril de 2019

Fdo: Adrián Ferrer Guach Graduado en Ingeniería Mecánica Colegiado nº 1469

(32)

Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 24 de 31 ANEJOS

A1. CÁLCULOS ELÉCTRICOS

Los cálculos que se realizan en los apartados siguientes se corresponden con el diseño eléctrico específico recogido en esta memoria. Para la planta que finalmente sea objeto de montaje deberá verificarse el correcto funcionamiento y cumplimiento de prescripciones aplicables en todos sus extremos y en base al material elegido.

El presente diseño según sistema de inversores propuesto, los cuales trabajan a tensión constante, verifican que no se superan los máximos previstos para cada inversor, debiendo de emplearse cableado a 1000V según fabricante.

El diseño de la instalación de corriente alterna, cumplirá con las normas propias del REBT y se justifica la caída de tensión hasta el punto de conexión.

A1.1 Régimen de operación de los inversores

Se analizará el régimen de operación de los inversores propuestos teniendo en cuenta los parámetros eléctricos de los módulos solares, verificando para cada inversor que las potencias y corrientes no superan los umbrales del inversor.

La tabla adjunta recoge los parámetros de operación del inversor de acuerdo con la agrupación propuesta de módulos y de líneas de entrada al inversor.

Se verifica que con la actual configuración de enseriado de módulos el régimen de operación del inversor, en cuanto a máximas potencias y potencia de salida, está dentro de las tolerancias señaladas por el fabricante.

A1.2 Cálculo de líneas eléctricas

Los cálculos de los conductores se realizan de conformidad con el RBT-ITC 19. La identificación de los cables es la que aparece reflejada en el plano del esquema unifilar del proyecto.

Se diseña con los criterios de caída de tensión máxima (limitada al 3%) y de pérdida de potencia (limitada al 2%). Se comprueba finalmente que se cumple el criterio de temperatura comparando con la máxima corriente admitida por el cable.

INVERSOR 1 25 kW

Número de inversor 1 de 2 Número de módulos 71 Potencia Pico Máx. 25,56 kW

Número de módulos/cadena 35/36 Número de optimizadores 18/18 Potencia Cadena 12,6-12,96 kW

Número de cadenas 2 Máx. corriente PV 34,08<37 Tensión en vacío 0ºC 35-36 V

INVERSOR 2 15 kW

Número de inversor 2 de 2 Número de módulos 45 Potencia Pico Máx. 16,20 kW

Número de módulos/cadena 22-23 Número de optimizadores 22-23 Potencia Cadena 7,92 - 8,28kW

Número de cadenas 2 Máx. corriente PV 21,6 <22 Tensión en vacío 0ºC 22-23V

(33)

A continuación se describen las fórmulas aplicadas para comprobar los criterios anteriores:

Cálculo para corriente continua:

Corriente de línea:

I(A) = V

P donde

P: Potencia, que en el caso más desfavorable es la máxima (bajas temperaturas).

V: Tensión continua.

Caída de tensión:

ΔV (V ) = I × C S

L L



 ²

1

donde

L¹ Longitud de la línea de ida L² Longitud de la línea de vuelta S Sección del cable

C Conductividad del Cu (56) Caída de tensión porcentual:

ΔV (%) = 100 × V

V V( )



Pérdida de potencia:

ΔP(W ) = I ×ΔV

Pérdida de potencia porcentual:

ΔP(%) = 100 × P

W P( )



Cálculo para corriente monofásica (230V):

I(A) = V

P donde

P Potencia transmitida

V Tensión alterna monofásica (230V)

Caída de tensión en monofásica (230V):

ΔV (V ) = 2 × I ×

C Sef

L

 siendo

L Longitud de la línea en alterna monofásica Sef Sección eficaz del cable

C Conductividad del Cu (56)

(34)

Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 26 de 31 Caída de tensión porcentual:

ΔV (%) = 100 × V

V V

( )



ΔP(W ) = I ×ΔV

ΔP(%) = 100 × P

W P

( )



Cálculo para corriente alterna trifásica (400V):

I (A) = xV P 3 donde

P: Potencia transmitida V: Tensión trifásica (400V) Caída de tensión entre fases:

ΔV (V ) =

3

× I × C S

L



siendo:

L: Longitud de la línea S: Sección del cable

C: Conductividad del Cu (56 Ω^-1.m.mm^-2) Caída de tensión porcentual:

ΔV (%) = 100 × V

V V( )



ΔP(W ) = 3× I ²× C S

L



ΔP(%) = 100 ×

P W P

( )



Caída de tensión total porcentual:

Será la máxima caída de tensión porcentual desde un módulo solar hasta el punto de entrega a la red. Contendrá las caídas de tensión en continua y alterna.

(35)

Documento I: Memoria Técnica Sistema Fotovoltaico - Página 27 de 31 Caída de tensión en continua:

ΔVcc (V)=

módulo

Max 



 









cc i

iV V( )

Caída de tensión en continua porcentual:

ΔV ^cc

(%) 





 











(%)

i cc

módulo i V

Max

Caída de tensión en alterna:





 



 









) ( )

(V Max V V

V ⁱ

ca inversor i

ca

Caída de tensión en alterna porcentual:

ΔV 



 



 







(%)

(%) ⁱ

ca inversor i

ca Max V

Caída de tensión total porcentual:

ΔV^t(%)V^cc(%)V^ca(%) Pérdida de potencia total porcentual:

Será la suma de las pérdidas de potencia porcentuales de todas las líneas. Contendrá las pérdidas de potencia en continua y alterna.

Pérdida de potencia en continua:

ΔP_cc(W ) = Pⁱ

(W )

cc i

 



Pérdida de potencia en continua porcentual:

ΔP Pt

W Pcc

cc

( )

(%) 



siendo Pt la potencia total de la instalación.

Pérdida de potencia en alterna:

ΔP_ca(W ) = Pi(W)

ca i







Pérdida de potencia en alterna porcentual:

ΔP_ca(%) = Pt

W P^ca

( )



Pérdida de potencia total:

ΔP_t(W ) = ΔP_cc(W ) + ΔP_ca(W ) Pérdida de potencia total porcentual:

ΔP_t(%) = ΔP_cc(%) + ΔP_ca(%)