Planta Solar Valdeloshielos

DISEÑO DE UNA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 100 KW CONECTADA A RED JAVIER GONZALEZ ALVAREZ-OSSORIO 01/10/2010

[Diseño de un planta fotovoltaica de 100 Kw

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1. OBJETO Y ALCANCE DE LA MEMORIA........................................... MEMORIA.............................................................7 ..................7 1.1. OBJETO…………………………………………………………….……...……..7 1.2. ALCANCE………………………………………………………..……..………..8 2. DATOS DE LEGALIZACIÓN …………………………...……………………..…..11 2.1. DESTINATARIO DEL PROYECTO ……………………………………....…11 2.2. UBICACIÓN DEL PROYECTO ……………………………………..……..…11 3. NORMATIVA APLICABLE ……………………………………………………….13 4. INTRODUCCION A LA ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA ………..…..…18 4.1. INTRODUCCION……………………………………………..…………….…18 4.2. EFECTO FOTOVOLTAICO …………………………………………...… ….18 4.3. TIPOS DE PANELES FOTOVOLTAICOS ……………..…………… ……..19 4.4. INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A RED ……....…21 4.5. COMPONENTES DE UNA INSTALACION FOTOVOLTAICA …....….…22 4.5.1. GENERADOR FOTOVOLTAICO............. FOTOVOLTAICO.................................... .............................................2 ......................222 4.5.1.1.

NUMERO MAXIMO DE PANELES POR RAMA ………....…23

4.5.1.2.

NUMERO MINIMO DE PANELES POR RAMA ………....….23

4.5.1.3.

NUMERO DE RAMAS EN PARALELO ………………………24

4.5.2. INVERSOR………………………………………………………….....…24 4.5.2.1.

TECNOLOGÍA PREDOMINANTES DE INVERSORES........25

4.5.3. EQUIPO DE MEDIDA …………………………………………….….…28 4.5.4. ESTRUCTURA DE SOPORTE DE LAS PLACAS …………………...28 4.5.5. CAJA GENERAL DE PROTECCIÓN ……………………………..…..29 4.5.6. PUESTA TIERRA …………………………………………………..…....29 4.5.7. CABLEADO DE INTERCONEXIÓN ……………………………..…...30 4.5.8. ACOMETIDA ELECTRICA ………………………………………..…..31 4.5.9. CAJA DE PROTECCIÓN Y MEDIDA ……………………………..….31 4.5.10. DISPOSITIVOS GENERALES E INDIVIDUALES DE COMANDO Y PROTECCIÓN………………………………………………………….…32 3


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1. OBJETO Y ALCANCE DE LA MEMORIA........................................... MEMORIA.............................................................7 ..................7 1.1. OBJETO…………………………………………………………….……...……..7 1.2. ALCANCE………………………………………………………..……..………..8 2. DATOS DE LEGALIZACIÓN …………………………...……………………..…..11 2.1. DESTINATARIO DEL PROYECTO ……………………………………....…11 2.2. UBICACIÓN DEL PROYECTO ……………………………………..……..…11 3. NORMATIVA APLICABLE ……………………………………………………….13 4. INTRODUCCION A LA ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA ………..…..…18 4.1. INTRODUCCION……………………………………………..…………….…18 4.2. EFECTO FOTOVOLTAICO …………………………………………...… ….18 4.3. TIPOS DE PANELES FOTOVOLTAICOS ……………..…………… ……..19 4.4. INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A RED ……....…21 4.5. COMPONENTES DE UNA INSTALACION FOTOVOLTAICA …....….…22 4.5.1. GENERADOR FOTOVOLTAICO............. FOTOVOLTAICO.................................... .............................................2 ......................222 4.5.1.1.

NUMERO MAXIMO DE PANELES POR RAMA ………....…23

4.5.1.2.

NUMERO MINIMO DE PANELES POR RAMA ………....….23

4.5.1.3.

NUMERO DE RAMAS EN PARALELO ………………………24

4.5.2. INVERSOR………………………………………………………….....…24 4.5.2.1.

TECNOLOGÍA PREDOMINANTES DE INVERSORES........25

4.5.3. EQUIPO DE MEDIDA …………………………………………….….…28 4.5.4. ESTRUCTURA DE SOPORTE DE LAS PLACAS …………………...28 4.5.5. CAJA GENERAL DE PROTECCIÓN ……………………………..…..29 4.5.6. PUESTA TIERRA …………………………………………………..…....29 4.5.7. CABLEADO DE INTERCONEXIÓN ……………………………..…...30 4.5.8. ACOMETIDA ELECTRICA ………………………………………..…..31 4.5.9. CAJA DE PROTECCIÓN Y MEDIDA ……………………………..….31 4.5.10. DISPOSITIVOS GENERALES E INDIVIDUALES DE COMANDO Y PROTECCIÓN………………………………………………………….…32 3


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4.5.11. ARMÓNICOS Y COMPATILIDAD ELECTROMAGNETICA …...…35 5. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA ………………………..…..37 5.1. SITUACION DEL TERRENO DE LA INSTALACION ………………..…….37 5.2. CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA ………………………………………..….38 5.3. DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DEL CAMPO GENERADOR …….…..39 5.3.1. MODULOS FOTOVOLTAICOS …………………………………….…..39 5.3.2. INVERSOR……………………………………………………………...…40 5.3.3. DIMENSIONADO DEL NÚMERO DE PANELES ………………….…40 5.3.3.1.

NÚMERO MAXIMO DE MÓDULOS POR RAMAL ……….…40

5.3.3.2.

NÚMERO MÍNIMO DE MÓDULOS POR RAMAL …………..41

5.3.3.3.

NÚMERO DE RAMAS EN PARALELO ……………………….42

5.3.3.4.

CONCUSIÓN…………………………………………………...…42

5.4. ELEMENTOS SECCIONADORES Y PROTECCIONES DE LA INTERCONEXION………………………………………………………….…...43 5.4.1. PARTE DE ALTERNA, DESDE EL PUNTO DE CONEXIÓN A RED HASTA EL INVERSOR …………………………………………………….43 5.4.2. PARTE DE CONTINUA, DESDE EL INVERSOR HASTA LOS PANELES FV ………………………………………………………………..48 5.5. CALCULO DE LA SECCION DE LOS CONDUCTORES ………...………...52 5.6. PUESTA O CONEXIÓN A TIERRA …………………………………………..54 5.7. SEPARACIÓN DE CIRCUITOS …………………………………………….….55 5.8. ESTRUCTURA SOPORTE DE LAS PLACAS …………………………….….55 5.9. CALCULO DE LA DISTANCIA ENTRE PANELES PARA EVITAR LA SOMBRA DE UNO A OTRO ………………………………………………...…57 5.10.

CALCULO ENERGETICO DE LA INSTALACIÓN ………………….58

5.10.1. CALCULO ENERGETICO MEDIANTE TABLAS …………………...58 5.10.2. CALCULO ENERGETICO MEDIANTE SOFWARE ………………...61 6. ESTUDIO DE VIABILIDAD DEL PROYECTO ……………………………….….67 4


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6.1. PRESUPUESTO DE LA INSTALACIÓN……………………………………..67 6.2. PRIMAS Y AYUDAS AL SECTOR……………………………………………68 6.3. CALCULOS Y CRITERIOS FINACIEROS, VAN Y TIR DEL PROYECTO ……………………………………………………………...............70 6.4. CONCLUSIONES………………………………………………………………..73 7. ESTUDIOS DE SEGURIDAD Y SALUD…………………………………………...76 7.1. RIESGOS EXISTENTES Y MEDIDAS DE PREVENCIÓN…………………76 7.1.1. RIESGOS LABORALES………………………………………………….76 7.1.2. PREVENCIÓN…………………………………………………………….76 7.2. LUGAR DE TRABAJO………………………………………………………….77 7.3. OTRAS CONSIDERACIONES …………………………………………………78 8. RECEPCIÓN, PRUEBAS Y MANTENIMIENTO……………………….80 8.1. RECEPCIÓN Y PRUEBAS……………………………………………………..80 8.2. MANTENIMIENTO DE LA INSTALACIÓN …………………………………81 8.2.1. TIPOS DE MANTENIMIENTO………………………………………….82 9. IMPACTO MEDIOAMBIENTAL…………………………………………………...88 9.1. IMPACTO MEDIOAMBIENTAL RELACIONADO CON EL FUNCIONAMIENTO DE LA INSTALACIÓN………………………………..88 9.2. IMPACTO AMBIENTAL EN LA FABRICACIÓN …………………………...89 10. ANEXOS 10.1.

ANEXO 1: CONFIGURACIÓN DE LA INSTALACIÓN Y ESQUEMA

UNIFILAR 10.2.

ANEXO 2: TABLAS.

10.3.

ANEXO 3: FICHA TÉCNICA PANEL FOLTOVOLTAICO.

10.4.

ANEXO 4: FICHA TÉCNICA INVERSOR.

10.5.

ANEXO 5: : FICHAS TÉCNICAS COMPONENTES

ELÉCTRICOS/ELECTRÓNICOS . 10.6.

ANEXO 6: FICHA TÉCNICA ESTRUCTURAS 5


OBJETO Y ALCANCE DE LA MEMORIA

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OBJETO Y ALCANCE DE LA MEMORIA 1. OBJETO Y ALCANCE DE LA MEMO RIA 1.1.

OBJETO

El objetivo de la presente memoria es el de exponer que la instalación que nos ocupa reúne las condiciones y garantías mínimas exigidas por la reglamentación vigente, con el fin de legalizarla así como servir de base a la hora de proceder a la ejecución y puesta en funcionamiento. La instalación consiste en la construcción de una planta solar fotovoltaica conectada a la red de 100 kW, cuyo fin es la generación de energía eléctrica e inyección a la red. La instalación se ubica en la finca con referencia VALDELOSHIELOS en Tres Cantos Madrid. El presente documento trata de describir las condiciones técnico-económicas para la construcción de una planta fotovoltaica conectada a la red, de la capacidad referida. La energía solar ha protagonizado en los últimos años una progresión debido a las mejoras de la tecnología, asociada a la reducción de costes y principalmente gracias al interés mostrado por las diferentes administraciones en distintos países, en forma de ayudas y subvenciones, todo ello descrito en los Decretos 436/2004 y 1663/2000 que regulan el procedimiento de conexión de las plantas fotovoltaicas a la red. El precio de venta establecido por la compra de la energía eléctrica producida en instalaciones de potencia Kilovatios

unido

a

las

subvenciones

aportadas

por

inferior las

a

100

diferentes

administraciones, permite que este tipo de instalaciones se hayan convertido en viables. Este hecho unido a la voluntad de contribuir en la medida de lo posible a la sostenibilidad energética, ha hecho posible el incremento exponencial de estos proyectos de energía solar fotovoltaica integrada en cubiertas de edificios industriales y conectados a la red. 7


1.2.

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ALCANCE

El fin perseguido es construir una planta solar fotovoltaica conectada a red de 99 kW con objeto de volcarla a la Red Eléctrica y obtener el consecuente beneficio económico por su venta tal y como establece el RD 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, así como el Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica parainstalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología. Además claro está, del correspondiente beneficio ambiental y social por el ahorro de emisiones contaminantes y la mejora en la imagen del edificio que la implantación del sistema solar fotovoltaico supone. El proyecto analiza las posibilidades que ofrece una instalación de energía solar fotovoltaica, formada por un conjunto de módulos fotovoltaicos instalados en un emplazamiento, se busca la optimización de las posibilidades del correspondiente emplazamiento atendiendo a consideraciones técnicas y económicas. A nivel técnico se exponen y analizan los diferentes elementos que integran la instalación para asegurar su correcto funcionamiento. Asimismo se hace un estudio de aquellos elementos que puedan afectar negativamente al rendimiento. La memoria técnica se ha redactado de manera que cumpla con las normativas de aplicación, la relación de estas ha sido incluida en el pliego de condiciones técnicas. Se adjuntan los planos y los esquemas eléctricos necesarios para la ejecución del proyecto. Se adjuntan los cálculos justificativos que garantizan el correcto funcionamiento de la instalación y el cumplimiento con los requerimientos de la normativa vigente.

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DATOS DATOS DE LEGALIZACIÓN LEGALIZACIÓ N

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2. DATOS DE LEGALIZACIÓN

2.1.

DESTINATARIO DEL PROYECTO

EMPRESA: MASTER D CIF: A-50715366 DIRECCION: CTRA. DE MADRID KM 314,8 POBLACION: ZARAGOZA, 50012

2.2 UBICACIÓN DEL PROYECO La instalación se encuentra situada en la parcela Valdeloshielos en Tres Cantos Madrid.

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NORMATIVA NORMATIVA APLICAB A PLICABLE LE

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3. NORMATIVA APLICABLE Real Decreto 436/2004 del 12 de Marzo sobre producción de energía eléctrica para instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración. Instrucción 5/2006 sobre evacuación de energía de instalaciones fotovoltaicas individuales compartiendo infraestructuras de interconexión (Parques Solares). Real Decreto 842/2002 a 2 de Agosto por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. Real Decreto 1955/2000 de 1 de Diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. Real Decreto 1663/2000 de 29 de Septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión (BOE: 235-2000 de 30/09/2000). Describe los requisitos técnicos de conexión a red que debe cumplir un SFCR. Principalmente en lo relativo a las condiciones de seguridad. Ley 54/1997 de 27 de Noviembre, del sector eléctrico, establece los principios de un nuevo modelo de funcionamiento basado en la libre competencia, impulsando también el desarrollo de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial. Describe los requisitos técnicos de conexión a red que un SFCR debe cumplir. Principalmente hace referencia a los sistemas de seguridad (para personas, para equipos y para el mantenimiento de la calidad de la red). Es válido para sistemas de hasta 100 kW y conexión en Baja Tensión. Resolución de 31/05/2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establece el modelo de contrato tipo y el modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión, publicado el 21/06/2001. Fija el contrato-tipo que debe ser firmado por el 13


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usuario de SFCR y la compañía eléctrica a la que se conecta el sistema y la factura resultante (en este caso será FECSA ENDESA). Se basa en el RD 1663/2000 y es válido para sistemas de hasta 100 kW de conexión en Baja Tensión. Resolución del Ministerio de Economía del 21/05/2001, BOE 21/06/2001. Decreto 352/2001 de 18 de Diciembre, sobre procedimiento administrativo aplicable a las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectada a la red eléctrica. Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Solares Fotovoltaicas Conectadas a la Red, del IDAE. Reglamento de seguridad e Higiene en el trabajo (L31/95). Especificaciones técnicas especificas de la compañía eléctrica distribuidora. Real Decreto 2818/98 (Anexo I), de 13 de Diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración. Real Decreto 2224/98 del 16 de Octubre, por los que se establece el certificado de prof esionalidad de la ocupación de instalador de sistemas fotovoltaicos y eólicos de pequeña potencia. Ley 30/1992, y en sus normas de desarrollo: •

UNE-EN 61173:98 “Protección contra las sobretensiones de los sistemas fotovoltaicos productores de energía. Guía .”

•

UNE-EN 61727:96 “Sistemas fotovoltaicos. Características de interfaz de conexiones a la red eléctrica.”

•

PNE-EN 60330-1 “Convertidores fotovoltaicos de semiconductores. Parte 1: interfaz de protección interactivo libre de fallo de compañías eléctricas 14


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para convertidores conmutados FV-red. Calificación de diseño y aprobación de ti po.” (BOE 11/05/99). •

PNE-EN 50331-1 “Sistemas fotovoltaicos en edificios. Parte 1: Requisitos de seguridad.”

•

PNE-EN 61227 “Sistemas fotovoltaicos terrestres generadores de potencia. Generalidades y guía.”

Ley 18/2008, del 23 de Diciembre, de garantía y cualidad del subministro eléctrico. (Corrección de errata en el DOGC núm. 5307, pág. 6092, de 29.1.2009). Real Decreto 661/2007, de 25 de Mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de Abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social. Real Decreto 7/1988, de 8 de Enero, relativo a las exigencias de seguridad del material eléctrico destinado a ser utilizado en determinados límites de tensión. RESOLUCIÓN de 27 de septiembre de 2007, de la Secretaría General de Energía, por la que se establece el plazo de mantenimiento de la tarifa regulada para la tecnología fotovoltaica, en virtud de lo establecido en el artículo 22 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. Real Decreto 1578/2008, de 26 de Septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología Resolución de 18 de Febrero de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se inscriben en el Registro de pre asignación de retribución, asociadas a la convocatoria del primer trimestre de 2009, los proyectos incluidos en los cupos correspondientes, se publica el resultado del 15


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procedimiento de pre asignación de retribución de dicha convocatoria y se comunica el inicio del cómputo del plazo para el cierre del plazo de presentación de solicitudes de la siguiente convocatoria. En cualquier caso, en la obra se aplicaran aquellas ordenes o normas que, aunque no estén contempladas en los decretos mencionados, sean de obligado cumplimiento, siendo una central de producción eléctrica que cumplía todas las normas del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) vigente.

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INTRODUCCION A LA ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA

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4. INTRODUCCION A LA ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA. 4.1.

INTRODUCCION.

La Energía solar, es la energía obtenida mediante la captación de la luz y el calor emitidos por el sol. La

radiación solar que alcanza la Tierra puede

aprovecharse por medio del calor que produce, como también a través de la absorción de la radiación, por ejemplo en dispositivos ópticos o de otro tipo. Es una de las llamadas energías renovables particularmente del grupo no contaminante, conocido como energía limpia o energía verde. La potencia de la radiación varía según el momento del día, las condiciones atmosféricas que la amortiguan y la latitud. Se puede asumir que en buenas condiciones de irradiación el valor es de aproximadamente 1000 W/m2 en la superficie terrestre. A esta potencia se la conoce como irradiancia. La radiación es aprovechable en sus componentes directa y difusa, o en la suma de ambas. La radiación directa es la que llega directamente del foco solar. Sin reflexiones o refracciones intermedias. La difusa es la emitida por la bóveda celeste diurna gracias a los múltiples fenómenos de reflexión y refracción solar en la atmósfera, en las nubes y el resto de elementos atmosféricos y terrestres. La radiación directa puede reflejarse y concentrarse para su utilización, mientras que no es posible concentrar la luz difusa que proviene de todas las direcciones. La irradiancia directa normal (o perpendicular a los rayos solares) fuera de la atmósfera, recibe el nombre de constante solar y tiene un valor medio de 1354 W/m2 (que corresponde a un valor máximo en el perihelio de 1395 W/m2 y un valor mínimo en el afelio de 1308 W/m2).

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4.2. EFECTO FOTOVOLTAICO. Es el proceso mediante el cual una célula FV convierte luz solar en electricidad. La parte más importante de una célula FV son las capas semiconductoras ya que es donde se genera la corriente de electrones, cada una las capas tiene distinto tratamiento, una esta dopada tipo P, se añaden impurezas de boro que posee un electrón menos que el silicio, facilita la captura de los electrones y otra tipo N, se añaden impurezas de fósforo el cual tiene un electrón más que el silicio, facilita la captura liberación de electrones. La luz solar está compuesta por fotones, estos inciden sobre la célula FV, pueden ser reflejados o absorbidos y son estos últimos los que producen la electricidad, cuando el fotón es absorbido, la energía del fotón se transfiere a un electrón de un átomo de silicio, con esta nueva energía, el electrón es capaz de escapar de su posición normal asociada con un átomo para formar parte de una corriente en un circuito eléctrico. Se produce una diferencia de potencial entre las distintas capas y una corriente asociada de la zona P a la zona N, este proceso se conoce como efecto fotovoltaico.

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4.3. TIPOS DE PANELES FOTOVOLTAICOS Los módulos fotovoltaicos está formados por un conjunto de celdas que producen electricidad a partir de la luz que incide sobre ellos. El parámetro estandarizado para clasificar su potencia se denomina potencia de pico y de corresponde con la potencia máxima que el modulo puede entregar bajo unas condiciones estándar que son: Radiación de 1000 W/m2 Temperatura de célula de 25º. Las placas fotovoltaicas se dividen: -

Monocristalinas: Se utiliza silicio de gran pureza. En el proceso de cristalización, se produce un único cristal. Es que tiene mayor rendimiento (14-16%). Aspecto homogéneo.

-

Policristalinas: Se utiliza silicio de menor pureza. En el proceso de cristalización, se producen multitud de pequeños cristales. Tiene menor rendimiento que el monocristalino (10%-12%). Variedad de tonalidades en las células por la diferente cristalización.

-

Silicio Amorfo: Se requiere muy poco silicio para su fabricación (98% menos) Tiene menor rendimiento que el silicio cristalino (6-9%) Sin embargo, el rendimiento eléctrico (kWh/kWp) es superior por dos motivos fundamentalmente: 20


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a) Menores pérdidas por temperatura b) Aprovechamiento de la luz difusa Más ligero y barato que el mono/policristalino Alta degradación en los primeros días de funcionamiento Se fabrica en láminas flexibles

4.4. INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A RED El esquema de una instalación fotovoltaica de conexión a red es bastante sencillo, el generador fotovoltaico está formado por una serie de módulos fotovoltaicos del mismo modelo conectados entre sí, en paralelo y en serie según sea la configuración correspondiente, estos se encargan de transformar la energía del sol en energía eléctrica, se genera una corriente continua proporcional a la radiación solar que incide sobre ellos. Para poderlos conectar a la red eléctrica es necesario pasar de corriente continua a corriente alterna, para ello se utilizan los Inversores, obteniendo a la salida de los mismos una tensión estable de 230 V en monofásica y 400 v en trifásica y una corriente variable en función de la radiación. La corriente alterna generada por el inversor se sincroniza con la frecuencia de la red 50Hz y después de pasar por un contador de salida instalado por la compañía eléctrica que mide la cantidad de energía generada, es inyectada a la red.

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ESQUEMA UNIFILIAR

4.5.

COMPONENTES DE UNA INSTALACION FOTOVOLTAICA

4.5.1 GENERADOR FOTOVOLTAICO Transforma la energía solar en energía eléctrica. Está constituido por paneles solares y estos a su vez están formados por varias células iguales conectadas eléctricamente entre si, en serie y/o en paralelo, de forma que la tensión y corriente suministradas por el panel se incrementa hasta ajustarse al valor deseado. La mayor parte de los paneles solares se construyen asociando primero células en serie hasta conseguir el nivel de tensión deseado, y luego asociando en paralelo varias asociaciones serie de células para alcanzar el nivel de corriente deseado. Además, el panel cuenta con otros elementos a parte de las células solares, que hacen posible la adecuada protección del conjunto frente a los agentes externos; asegurando una rigidez suficiente, posibilitando la sujeción a las estructuras que lo soportan y permitiendo la conexión eléctrica.

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4.5.1.1 NUMERO MAXIMO DE PANELES POR RAMA El valor máximo de la tensión de entrada al inversor corresponde a la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico cuando la temperatura del módulo es mínima. La temperatura del módulo mínima corresponde con una temperatura ambiente mínima, que definimos como -5ºC y una irradiancia mínima de 100W/m2. En esas condiciones de temperatura ambiente e irradiación, la temperatura del panel es de aproximadamente -1,5ºC. La tensión a circuito abierto dele generador fotovoltaico siempre debe ser menor que la tensión máxima de entrada en el inversor. El número máximo de paneles conectado en serie por rama viene dado por el cociente entre la tensión máxima de entrada del inversor a circuito abierto y la tensión a circuito abierto del panel a su temperatura mínima, en España se puede considerar -1,5ºC. Nmax = UOC,INV / Voc, Temp Panel min También el número máximo de paneles conectado en serie viene limitado por la tensión máxima de entrada del inversor en el punto de máxima potencia, esto es, viene limitado por el cociente entre la tensión máxima de entrada del inversor en el punto de máxima potencia y la tensión del panel en el punto de máxima potencia en la peores condiciones, a -1,5ºC de temperatura de la célula. Nmax = UMax PMP, INV / Vmax panel temp min

4.5.1.2 NUMERO MINIMO DE PANELES POR RAMA El número mínimo de paneles por rama vendrá limitado por la tensión mínima de entrada al inversor en el punto de máxima potencia, esta deberá de ser menor o igual que la tensión en el punto de máxima potencia mínima 23


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del campo generador, que se produce cuando la temperatura del panel es máxima, en España se considera unos 70ºC. El numero mínimo de paneles conectados en serie en una rama se obtiene del cociente entre la tensión mínima de entrada del inversor en el punto de máxima potencia y de la tensión mínima del panel en el punto de máxima potencia para una temperatura de la célula de 70ºC.

4.5.1.3 NUMERO RAMAS EN PARALELO El numero de ramas en paralelo tendrá que cumplir que la corriente de cortocircuito de cada rama a la temperatura máxima del modulo sea menor que la corriente máxima de entrada al inversor. La corriente de cortocircuito de cada rama se calculará a la temperatura máxima del panel, en España unos 70ºC.

4.5.2 INVERSOR Los inversores actúan como fuente de corriente sincronizada con la red y disponen de microprocesadores de control, y de un PLC de comunicaciones. Trabajan conectados por su lado CC a un generador fotovoltaico, y por su lado CA a un transformador que adapta, la tensión de salida del inversor a la de la red. Este transformador permite además el aislamiento galvánico entre la parte CC y la CA. Disponen de un microprocesador encargado de garantizar una curva senoidal con una mínima distorsión. La lógica de control empleada garantiza además de un funcionamiento automático completo, el seguimiento del punto de máxima potencia (PMP) y evita las posibles pérdidas de reposo (Stand-By). Así, son capaces de transformar en corriente alterna y entregar a la red toda la potencia que el generador fotovoltaico genera en cada instante, funcionando a partir de un umbral mínimo de radiación solar. Además, permite la desconexión-conexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, garantizando la seguridad para 24


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los operarios de mantenimiento de la compañía eléctrica distribuidora. También actúa como controlador permanente de aislamiento para la desconexión-conexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de resistencia de aislamiento. Junto con la configuración flotante para el generador fotovoltaico garantiza la protección de las personas. Los inversores vienen caracterizados principalmente por la tensión de entrada, que se debe adaptar al generador, la potencia máxima que puede proporcionar y la eficiencia. Esta última se define como la relación entre la potencia eléctrica que el inversor entrega a la utilización (potencia de salida) y la potencia eléctrica que extrae del generador (potencia de entrada). Aspectos importantes que habrán de cumplir los inversores: Deberán tener una eficiencia alta, pues en caso contrario se habrá de aumentar innecesariamente el número de paneles para alimentar la carga. Estar adecuadamente protegidos contra cortocircuitos y sobrecargas. Incorporar rearme y desconexión automáticos. Admitir demandas instantáneas de potencia mayores del 150% de su potencia máxima. Cumplir con los requisitos, que establece el Reglamento de Baja Tensión. Baja distorsión armónica. Bajo consumo. Aislamiento galvánico. Sistema de medidas y monitorización.

4.5.2.1 TECNOLOGÍA PREDOMINANTES DE INVERSORES Configuración de inversor centralizado: Cuando se conectan pocos módulos en serie en un ramal (de 3 a módulos), la tensión a la salida del generador fotovoltaico está dentro del rango de bajas tensiones por lo que además de tener mayor seguridad eléctrica, tiene la ventaja de que a estos ramales de pocos módulos conectados en serie le afectan menos las sombras, ya que como es el módulo que está mas afectado por la sombra es el que fija la corriente de todo el ramal, siendo esto mucho más perjudicial en un ramal con muchos módulos conectados en serie.

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Un caso particular de ramal corto es cuando todos los módulos se conectan en paralelo. En esta caso a la configuración resultante se le conoce como configuración de conexión en paralelo.

Configuración de inversor por ramal: En una instalación en la que existen partes del generador fotovoltaico con diferentes orientaciones y/o inclinaciones, o en el caso de sombras inevitables, se pueden disminuir considerablemente las pérdidas en la instalación fotovoltaica por estos efectos si cada una de estas partes del generador fotovoltaico, con una misma orientación e inclinación, está conectada directamente a un inversor específico. De esta forma se consigue que todos los módulos que van conectados a un inversor reciban en cada momento el mismo nivel de irradiación

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Mediante el uso de inversores por ramal la instalación fotovoltaica se simplifica y por ello los costes de montaje disminuyen considerablemente. Los inversores se colocan normalmente inmediatamente después del generador fotovoltaico todos ellos conectados en paralelo.

Presentan las siguientes

ventajas: Supresión de la caja de conexiones del generador fotovoltaico Reducción del cableado de los módulos y supresión de la conducción principal de corriente continua. Reducción de costes asociada a los dos aspectos anteriores.

Configuración de inversor en módulo: Esta configuración consiste en instalar un pequeño inversor independiente a cada uno de los módulos fotovoltaicos que componen la instalación. Con ello se consigue que cada uno de los módulos fotovoltaicos trabaje en su punto de 27


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máxima potencia y la instalación se puede ampliar de manera muy sencilla. El inconveniente de este tipo de instalación el su mayor coste, además de un menor rendimiento de estos inversores respecto a los de mayor dimensión, pero que se compensa con un mejor rendimiento de los módulos fotovoltaicos.

4.5.3 EQUIPO DE MEDIDA Es el encargado de controlar numéricamente la energía generada y volcada a la red para que con los datos obtenidos se puedan facturar a la Compañía a los precios acordados.

4.5.4 ESTRUCTURA DE SOPORTE DE LAS PLACAS El bastidor es el encargado de sujetar el panel solar, y muchas veces será un kit de montaje para instalarlo adecuadamente. En el caso de que no se suministrara en kit el instalador lo realizará de acuerdo a la normativa existente, además de tener en cuenta la fuerza del viento entre otras cosas. La estructura deberá soportar como mínimo una 28


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velocidad del viento de 150 Km./h. Esta estructura es la que fijará la inclinación de los paneles solares. Hay varios tipos de estructuras: desde un simple poste que soporta 4 paneles solares, hasta grandes estructuras de vigas aptas para aguantar varias decenas de ellos. Para anclar estos paneles utilizaremos hormigón y tornillos de rosca (acero inoxidable), siendo tanto la estructura como los soportes de acero inoxidable, hierro galvanizado o aluminio anodinado, de un espesor de chapa 1mm y han de dejar una altura mínima entre el suelo y el panel de 30cm, y en la montaña o lugares donde llueve mucho, algo mayor, para evitar que sean alcanzados o enterrados por la nieve o el agua. No obstante es recomendable consultar el reglamento electrotécnico de baja tensión M.B.T. 039. Si se instalan mástiles, se tendrá que arriostrar, y si su base es de hormigón, la reforzaremos con tiras de acero, o introduciendo piezas metálicas en el hormigón cuando este esté blando, para que quede bien sujeto (éste es el método más empleado). Pero si se montan las placas en postes, se utilizarán flejes de acero inoxidable grapados o unidos con una hebilla del mismo material.

4.5.5 CAJA GENERAL DE PROTECCIÓN La caja general de protección es la encargada de salvaguardar toda la instalación eléctrica de un posible cortocircuito o punta de intensidad la cual afectaría a todos los componentes conectados a la red. Esta caja general de protección podrá llevar tanto protecciones térmicas como fusibles.

4.5.6 PUESTA A TIERRA La puesta a tierra de la instalación es muy importante ya que delimita la tensión que pueda presentarse en un momento dado en las masas metálicas de los componentes, asegurando la actuación de las protecciones y eliminando el riesgo que supone el mal funcionamiento o avería de alguno de los equipos. tomas a tierra se establecen principalmente a fin de limitar la tensión que puedan presentar en un momento dado las masas metálicas, asegurar la actuación de las protecciones y eliminar o disminuir el riesgo que supone una avería en los materiales eléctricos utilizados. 29


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4.5.7 CABLEADO DE INTERCONEXIÓN Es el encargado de conectar los distintos paneles solares con las cajas de interconexión y con otra instrumentación. Este cableado de paneles se realizará con materiales de alta calidad para que se asegure la durabilidad y la fiabilidad del sistema a la intemperie. El cableado evidentemente tendrá que cumplir con el reglamento técnico de baja tensión. Las conexiones, cables, equipos y demás elementos tendrán que tener el grado de protección IP.535, concepto que se define en la norma UNE 20234. Los cables utilizados tendrán una última capa de protección con un material resistente a la intemperie y la humedad, de tal forma que no le afecten internamente los agentes atmosféricos. Entre las conexiones eléctricas entre paneles usaremos siempre terminales. Los terminales de los paneles pueden ser bornas en la parte de detrás del panel o estar situados en una caja de terminales a la caja espalda del mismo. En el primer caso tendremos capuchones de goma para la protección de los terminales contra los agentes atmosféricos. La caja de terminales es una buena solución en el caso de que cumpla con el grado de protección IP.535. En instalaciones donde se monten paneles en serie y la tensión sea igual o mayor a 24V instalaremos diodos de derivación. La sección del cable de conexión no debe de ser superior a 6mm. Es necesario también cuidar los sistemas de paso de los cables por muros y techos para evitar la entrada de agua en el interior. Las técnica y tendido para la fijación de los cables han de ser las habituales en una instalación convencional. Los conductor pueden ir bajo tubo al aire, en el primer caso puede ir empotrado o no. Las sujeción se efectuará mediante bridas de sujeción, procurando no someter una excesiva doblez a los radios de curvatura. Los empalmes se realizarán con accesorios a tal efecto, usando cajas de derivación siempre que sea posible.

4.5.8 ACOMETIDA ELECTRICA Es la parte de la instalación de red de distribución, que alimenta la caja general de protección o unidad funcional equivalente (CGP). Los conductores serán de cobre o aluminio. Esta línea está regulada por la ITC-BT-11. 30


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Atendiendo su trazado, al sistema de instalación y a las características de la red, la acometida será subterránea. Los cables serán aislados, de tensión asignada 0,6/l KV, y podrán instalarse directamente enterrados o enterrados bajo tubo. Se remarca que la acometida será parte de la instalación constituida por la Empresa Suministradora, por lo tanto el diseño y trazado se basará en las normas propias y particulares de la misma. El centro de transformación al que se conectará la instalación es objeto de un proyecto totalmente diferenciado y que se ajustará a las mejores condiciones de servicio propuestas por la Empresa Distribuidora.

4.5.9 CAJA DE PROTECCIÓN Y MEDIDA Por tratarse de un suministro a un único usuario, se colocará en un único conjunto la caja general de protección y el equipo de medida. El fusible de seguridad situado antes del contador coincidirá con el fusible que incluye una CGP. Las cajas de protección y medida se instalarán en lugares de libre y permanente acceso. La situación se fijará de común acuerdo entre la propiedad y la empresa suministradora. Se instalará un nicho de pared, que se cerrará con una puerta metálica, con un grado de protección IH10 según UNE-EN 50.102, revestida exteriormente de acuerdo con las características del entorno y estará protegida contra la corrosión, disponiendo de una cerradura normalizada por la empresa suministradora. Los dispositivos de lectura de los Equipos se situarán en una altura comprendida entre 0,70 y 1,80 m. Se dejarán previstos los orificios necesarios para alojar los conductos de entrada a la acometida. Las cajas de protección y medida a utilizar corresponderán a uno de los tipos recogidos en las especificaciones técnicas de la empresa suministradora. Dentro de los mismos se instalarán cortacircuitos fusibles en los conductores de fase, con poder de corte igual o superior a la corriente de cortocircuito previsto en el punto de instalación. Las cajas de protección y medida cumplirán todo lo que indica en la Norma UNE-EN 60.349-1, y tendrán un grado de protección IP43 según UNE 20.324 Y IK 09 según UNE-EN 50.102 y serán precintables. El envolvente deberá disponer de la ventilación interna necesaria que garantice la no formación de condensaciones. El material transparente para la lectura será resistente a la acción de los rayos ultravioleta. 31


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Las disposiciones generales de este tipo de caja quedan recogidas en la ITC-BT-13. El contador será de cuatro cuadrantes y dispondrá de un código de barras que será proporcionado por la compañía eléctrica.

4.5.10 DISPOSITIVOS GENERALES E INDIVIDUALES DE COMANDO Y PROTECCIÓN. Los dispositivos generales de mando y protección se situarán lo más cerca posible del punto de entrada de la derivación individual. Se colocará una caja para el interruptor de control de potencia inmediatamente antes de los otros dispositivos, en compartimiento independiente y precintable. Esta caja se podrá colocar en el mismo cuadro donde se coloquen los dispositivos generales de comando y protección. La altura a la que se situarán los dispositivos generales e individuales de comando y protección de los circuitos, medida desde el nivel del suelo, estará comprendida entre 1 y 2 metros. Los envolventes de los cuadros se ajustarán a las normas UNE 20.451 Y UNE-EN 50493-3, con un grado de protección mínimo de IP 30 según UNE 20.324 y IK07 según UNE-EN 50.102. El envolvente para el interruptor del control de potencia será precintable y sus dimensiones estarán de acuerdo con el tipo de suministro y tarifa a aplicar. Sus características y tipo serán de un modelo aprobado oficialmente. El instalador fijará de forma permanente sobre el cuadro de distribución una placa, impresa con caracteres indelebles, en la cual conste su nombre o marca comercial, fecha de realización de la instalación, así como la intensidad asignada del interruptor general automático. De esta forma y resumiendo, una instalación fotovoltaica conectada a red deberá cumplir con todas las consideraciones técnicas expuestas en el Real Decreto 1663/2000 y contará con los siguientes elementos de protección (descritos empezando desde el punto de conexión hacia los módulos):

A. Interruptor general manual, interruptor magnetotérmico con intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión. Este interruptor será accesible a la empresa 32


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distribuidora en todo momento, con objeto de poder realizar la desconexión manual. Estará ubicado en el cuadro de contadores.

B. Interruptor automático diferencial con rearme automático para evitar paradas por disparos intempestivos y situados lo más cerca posible del punto de conexión, para proteger a las personas en todo el tramo de CA.

C. Interruptor magnetotérmico tetrapolar. D. Interruptor magnetotérmico para cada inversor, en caso de utilizar más de un inversor. Permite la realización de tareas de mantenimiento en una parte de la instalación, sin afectar al resto. Asimismo, evita paradas del conjunto de la instalación en caso de sobreintensidad o cortocircuito de una sola de las líneas.

E. Interruptor automático de interconexión controlado por software, controlador permanente de aislamiento, aislamiento galvánico. F. Protectores de sobretensiones en la entrada CC de cada inversor. G. Fusibles en cada polo de cada rama del generador fotovoltaico en la parte CC.

H. Puesta a tierra del marco de los módulos, de la estructura soporte y resto de masas metálicas, de forma unificada, con el fin de evitar diferencias de potencial peligrosas según RBT y siguiendo la normativa vigente en este tipo de instalaciones; es decir, sin alterar las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa distribuidora.

I.

Aislamiento clase II en todos los componentes: módulos, cableado, cajas de conexión, etc.

J. Configuración flotante del campo generador (los dos polos aislados de tierra), con el fin de garantizar la seguridad de las personas en caso de fallo a tierra en la parte de CC.

K. Cableado. Se utilizarán para la instalación cables libres de halógenos, con el fin de minimizar el impacto ambiental de los mismos. Todos los conductores serán de cobre, y su sección será la suficiente para asegurar que las pérdidas de tensión en cables y cajas de conexión sean inferior al 3 % de la tensión de trabajo del sistema en cualquier condición de operación. Todos los cables serán adecuados para uso en intemperie, al aire o enterrado (UNE 21123), RV-K 0.6/1 kV. Estarán canalizados, según marca el RBT, en todos los tramos accesibles. 33


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En este proyecto seremos más restrictivos que el RBT y los conductores de la parte de CC deberá de tener una sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior al 1,5% y los de la parte de CA para que la caída de tensión sea inferior al 2% , teniendo como referencia las tensiones correspondientes a la caja de tensiones. Además se debe de cumplir que la corriente máxima admisible del cable sea superior a la máxima corriente que pueda circular por él, en esta caso se ha diseñado de forma que por cada rama no pueda circular corriente procedentes de otra para ello se han colocado los fusibles de seguridad, ajustados a un valor del orden de 1,30 veces la corriente máxima que pueda circular por la rama por lo que el cableado se dimensionará para soportar dicha intensidad. Para los cálculos se utilizará estas expresiones: En CC:

En CA monofásica:

En CA trifásica:

Donde: L, es la Longitud de los conductores en metros. I, es la intensidad máxima que puede circular por los conductores en amperios. 1/56, es la resistividad del cobre en Ω mm 2 /m VA-VB , máxima caída de tensión admisible en voltios. Cos φ, ángulo de desfase entre la tensi ón y la intensidad o factor de potencia.

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4.5.11 ARMÓNICOS Y COMPATILIDAD ELECTROMAGNETICA. Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663 / 2000 (artículo 13) sobre armónicos y compatibilidad electromagnética en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.

35


DISEÑO DE LA INSTALACIÓN

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5. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN DE LA PLANTA SOLAR. 5.1 SITUACION DEL TERRENO DE LA INSTALACION La instalación se ubica en la finca con referencia VALDELOSHIELOS en Tres Cantos Madrid, tiene una superficie aproximada de 18,5 Ha. Sus coordenadas geográficas son: Latitud: 40º 35´ 40´´ N Longitud: 3º 43´ 50´´ W

37


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5.2 CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA A efectos de cálculos se ha elegido generadores de 235 W de la marca ISOFOTON modelo ISF-235 y dos inversores de la marca INGETEAM modelo Ingecon Sun 60 IP20. La configuración de los paneles es la siguiente, se quiere instalar dos campos solares de generación, donde se utilizarán dos inversores trifásicos con una potencia nominal de 60 kW cada uno. La decisión de colocar dos inversores es clara, podemos mantener en operativo el 50% de la instalación en caso de fallo de uno de ellos, y con ello seguir obteniendo beneficios de la venta de la generación. Se descarta la posibilidad de utilizar tres inversores monofásicos y conectarlos en la línea trifásica, porque si alguno de ellos no funcionara, produciría un desequilibrio de la red y provocar fallos en el resto de la red.

38


5.3 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DEL CAMPO GENERADOR 5.3.1 MODULOS FOTOVOLTAICOS. Marca: Isofotón Modelo: ISF-235

PARÁMETROS DE TEMPERATURA TONC

47ºC + / - 2ºC

CCT Isc

0,0294 %/ K

CCT Voc

-0,387 %/ K

CCT Pmax

-0,48 %/ K

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5.3.2 INVERSOR Marca: Ingeteam Modelo: Ingecon Sun 60 IP20

5.3.3 DIMENSIONADO DEL NÚMERO DE PANELES. 5.3.3.1 Número máximo de módulos por ramal Para los componentes seleccionados tenemos que aplicar las siguientes formulas tal y como se explica en el apartado 4.5.1.1 Nmax = UOC,INV / Voc, Temp Panel min Nmax = UMax PMP, INV / Vmax panel temp min UOC,INV Tensión máxima de entrada a circuito abierto en el inversor.

40


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UOC,INV = 900 V Voc, Temp Panel min Tensión a circuito abierto del panel a su temperatura mínima. Voc, Temp Panel min (-1,5º) = Voc panel 25º - ∆T Voc, Temp Panel min (-1,5º) = 36,8 – ( 26,5 x ( -0,387 /100) = 36,90 V Nmax = 900 / 36,90 = 24,39

24 paneles

Para el segundo calculo sería: UMax

PMP, INV

Tensión máxima de entrada en el punto de máxima

potencia en el inversor. UMax PMP, INV = 900 V Vmax panel temp min Tensión en el punto de máxima potencia del panel a su temperatura mínima. Vmax panel temp min = Vmax panel 25º - ∆T Vmax panel (-1,5º) = 30 – ( 26,5 x ( -0,48 /100) = 30,12 Nmax = 900 / 30,12 = 29,88

29 paneles

5.3.3.2 Número mínimo de módulos por ramal Para los componentes seleccionados tenemos que aplicar las siguientes formulas tal y como se explica en el apartado 4.5.1.2 Nmin = U min PMP; inv / Vmax panel U

min PMP; inv

Tensión mínima de entrada en el punto de máxima 41


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potencia en el inversor. Vmax

panel

Tensión en el punto de máxima potencia del panel a su

temperatura máxima. U min PMP; inv = 405 V Vmax panel (70º) = Vmax panel (25º) + ∆T Vmax panel (70º) = 30 + ( 45 x ( -0,48 /100) = 29,78 V Nmin = 405/ 29,78 = 13,59

14 paneles.

5.3.3.3 Número de ramas en paralelo Siguiendo lo descrito en el apartado 4.5.1.3 se debe de cumplir esta formula: N ramas paralelo x I CC rama ≤ I max , inv La corriente de cortocircuito de cada rama I

CC rama

se calculará a la

temperatura máxima del panel, en España es de 70º C. I max , inv = 172 A I CC rama (25º) = 8,42 A I CC rama (70º) = 8,42 + ( 45 x 0,0294 /100) = 8,43 A N ramas paralelo ≤ I max , inv / I CC rama N ramas paralelo ≤ 172 / 8,43 = 20,40

20 ramas en paralelo

5.3.3.4 Conclusión El campo solar tendrá dos subgrupos idénticos de paneles conectados cada uno de ellos a un inversor de la siguiente forma: 42


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Subgrupo Generador 1: Numero de paneles conectados en serie: 17 Numero de ramales: 14 Total de paneles: 238 paneles Subgrupo Generador 2: Numero de paneles conectados en serie: 17 Numero de ramales: 14 Total de paneles: 238 paneles De esta forma cada inversor trabaja dentro de los rangos nominales: Tensión PMP por ramal: 510 V. Tensión a circuito abierto por ramal: 625,6 V Intensidad de cortocircuito por ramal: 8,42 A Intensidad entrada al inversor: 117 A Potencia Generada: 55930 W

5.4 ELEMENTOS SECCIONADORES Y PROTECCIONES DE LA INTERCONEXION. 5.4.1 PARTE DE ALTERNA, DESDE EL PUNTO DE CONEXIÓN A RED HASTA EL INVERSOR. A.- CONTADORES. Se situará un contador que mida el flujo de energía vendida a la compañía y otro que obtenga el valor de la energía consumida por la instalación. La energía eléctrica que el titular de la instalación facturará a la empresa distribuidora será la diferencia entre la energía eléctrica de salida menos la de entrada a la instalación fotovoltaica. Todos los elementos integrantes del equipo de medida, tanto los de entrada como os 43


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de salida de energía serán precintados por la empresa distribuidora. El modelo seleccionado del fabricante Hager modelo EC 320 - Modelo Contador divisionario trifásico

- Clase de precisión Clase 2 - Intensidad nominal Hasta 1500A - Tipo de polos 3P+N - Tipo tarifa Tarifa simple B.- INTERRUPTOR GENERAL. Colocaremos un interruptor general que pueda servir para desconectar la instalación en caso de necesidad. El modelo seleccionado es SOLARTEC

55DC4032

C.- INTERRUTOR DIFERENCIAL DE ALTA SENSIBILIDAD Dentro de la familia TMAX de ABB, podemos encontrar dispositivos de adaptación. Como el interruptor magneto-térmico es un TMAX 3N, el interruptor diferencial que se precisa es un RC222-T3 de 200A, 4 polos.

Adaptador Interruptor Diferencial RC222-T3. 44


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Protección de mínima tensión



Ajustado al 85% de la tensión nominal de la red.

Protección de máxima tensión



Ajustada al 110% de la tensión nominal de la red. Colocaremos un relé que realiza ambas funciones, DPB01.

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

Protección de mínima y máxima frecuencia



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

Relé de Control de frecuencia DFB01 C M24. Éste relé de control preciso de niveles de frecuencia, miden la frecuencia de su propia tensión de alimentación de 24 a 240 VCA. La función de 45


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enclavamiento permite mantener activado el relé incluso después de que cese la condición de alarma. Dispone de una función de inhibición que se utiliza para evitar el funcionamiento del relé cuando esto sea necesario (operaciones de mantenimiento o ajustes).

Temporizador para realizar las funciones de conexión-



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

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

D.- INTERRUPTOR MAGNETOTERMICO Ajustado como máximo al 130% de la potencia de la instalación. Por lo tanto la intensidad de límite del interruptor no puede ser superior a 200A. El TMAX 3N, es el primer interruptor de 70mm de grosor capaz de soportar intensidades hasta los 250A, dispone de un selector para ajustar la Intensidad máxima del dispositivo a los 200A . 46


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Interruptor magneto-térmico TMAX 3N de 4p.

E.- VIGILANTE DE LA TENSIÓN Y FRECUENCIA Instalaremos un dispositivo que nos permita conocer en cada momento el estado de la instalación, como son la tensión y la intensidad de cada fase, así como el cos f , y la potencia de generación. Utilizaremos el mod. PTR-DIN de RTR ENERGIA. Éste indicador multifunción para sistemas trifásicos con teclado de programación incorporado, permite visualizar las principales variables eléctricas. Además dispone de una salida serie opcional RS485 para registrar datos. Como observación, decir que las entradas de intensidad deben conectarse sólo mediante transformadores de intensidad. La conexión directa dañaría el equipo.

Transformación de intensidad 47


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5.4.2 PARTE DE CONTINUA, DESDE EL INVERSOR HASTA LOS PANELES FV. A.- INTERRUPTOR DE CORRIENTE CONTINUA. Se colocará un interruptor de corriente continua en cada caja de conexiones ajustada a la tensión e intensidad de cada ramal. Éste tipo de interruptor está adecuado para trabajar con tensiones de corriente continua hasta 750V, y con una intensidad nominal de funcionamiento de 10A. Como en corriente continua, se utiliza los conductores (positivo y negativo), teóricamente utilizaríamos un interruptor bipolar, pero el fabricante recomienda utilizar para tensiones superiores a los 500V, un interruptor de 3 polos y realizar la siguiente conexión:

Interruptor de corriente continua

S503UCB10

B.- SISTEMA DE VIGILANCIA CONTINUA . Se instalarán como medida de protección de la instalación un sistema de vigilancia continua del aislamiento dando órdenes adecuadas a los elementos de maniobra, FAC800/3 con un margen de tensión de 500 a 800 Vcc, permite prevenir de posibles descargas eléctricas al personal de instalación y mantenimiento. Además, su función de rearme permite restablecer el servicio, una vez la falta de aislamiento ha desaparecido. 48


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.

C.- INTERRUPTOR DE CONTINUA PARA INSTALACIONES FV. El Interruptor de continua para instalaciones fotovoltaicas, el INFAC sirve como interruptor de continua. Al recibir la orden de apertura del vigilante de aislamiento FAC800/3, desconecta el inversor de los paneles solares y cortocircuita la entrada de potencia. Ello permite prevenir de posibles descargas eléctricas al personal de

Interruptor de corriente continua INFAC3800/L Otro sistema interesante en éste tipo de instalaciones fotovoltaicas, es el Buscador Seguidor en Fallo, que

placas presenta fallo de aislamiento. 49

analiza que subgrupo o grupos de


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Cuando el Vigilante de Aislamiento FAC3 detecta fallo de aislamiento, indica al BSF (Buscador Seguidor en Fallo) que inicie el ciclo de búsqueda. El BSF cortocircuita inicialmente todos los INFAC (Interruptores de Continua). Al cabo de pocos segundos, procede a quitar el cortocircuito del primer subgrupo y verificar si reaparece el fallo de aislamiento. Si no surge el fallo, lo deja funcionando y si se presenta lo vuelve a cortocircuitar. Realiza el mismo proceso con el siguiente subgrupo hasta que haya realizado la prueba con todos. Al final del ciclo quedarán cortocircuitados los subgrupos que tuvieran fallo de aislamiento.

Conexión del Interruptor de Continua INFAC en una Instalación FV

D.- VARISTORES. Para la protección contra rayos y sobretensiones se protegerá colocando en la parte de corriente continua del inversor un Varistor por cada conductor, por ejemplo, PVPROTEC C40 en un tamaño de 2TE incluye los varistores necesarios para proteger un inversor a su entrada. Cada varistor del módulo PROTEC VV es capaz de drenar una energía de 20 A 40 kA, un valor bastante aceptable en zonas de riesgo medio alto.

50


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E.- FUSIBLES. En el cuadro de conexiones instalado a la salida de cada subgrupo se colocarán un fusible tipo GR por cada conductor (positivo y negativo) que proviene de cada ramal, con una intensidad de corte 10 A.

51


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5.5 CALCULO DE LA SECCION DE LOS CONDUCTORES Los cables utilizados tendrán las siguientes características: Modelo EXZHELLENT SOLAR XZ1FA3Z-K (AS) 1,8 kV DC-0,6/1 kV AC Conductor: Cobre Clase 5 para servicio fijo (-k) Aislamiento: Polietilenio Reticulado XLPE (X) Asiento de Armadura: Poliolefina libre de halógenos (Z1) Armadura: Fleje corrugado de AL (FA3) Cubierta: Elastómero termoestable libre de halógenos (Z). Color Negro Norma: AENOR EA 0038 Para realizar los cálculos eléctricos se ha considerado la situación más crítica que es la que tiene una producción máxima en la planta. En estas condiciones la tensión entre los terminales de las placas es de 30 V y la intensidad que circula es de 8,42 A. Como ya se ha comentado en el punto 5.2.3.4 hay dos subgrupos generadores compuestos de placas que están distribuidas en 14 series de 17 placas, cada se conecta a una caja de conexión para acabar conectadas con el inversor para la conversión de corriente continua en corriente alterna. Para hacer los cálculos, la instalación se ha dividido en diversos tramos y se ha estudiado la intensidad tensión y caída de tensión asociada. El tramo 1 es el que une las 17 placas de una serie. El tramo 2 es el que une esa serie con la caja de conexión. El tramo 3 es el que une las cajas de conexión con el inversor. El tramo 4 une el inversor con los centros de Transformación. Las intensidades máximas de los cables se consideran en condiciones de 40º C enterrados.

Tramo 1 (CC) : L: 45 m; I: 1,3*8,42 A; 52

V cc= 510V


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Aplicamos la siguiente formula y admitiremos una caída máxima en este tramo de 0,75%:

Tramo 2 (CC): L: 10 m; I: 1,3*8,42 A;

V cc= 510V

Aplicamos la siguiente formula y admitiremos una caída máxima en este tramo de 0,1%: 10

Tramo 3 (CC): L: 15 m; I: 1,3*14*8,42 A;

V cc= 510V

La intensidad max que puede circular será 1,3 veces la intensidad de cortocircuito del campo generador, Imax= 1,3x Nramas paralelox Isc rama. Aplicamos la siguiente formula y admitiremos una caída máxima en este tramo de 0,6%:

35

Tramo 4 (CA): L= 8 m y aplicaremos una caída de potencial de 2% La intensidad max que puede será

Según los datos del fabricante del inversor cosφ es 1

La formula aplicar es: 53


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= 11,26 mm2

Cuadro resumen de los conductores ZONA

TENSIÓN

LONG.

INTENS.

INT. MAX

SECCIÓN

V

m

A

A

mm2

CAIDA %

TRAMO 1

17 placas de una serie

510

45

8,42

11

6

TRAMO 2

Cada serie con la caja de conexión

510

10

8,42

11

10

0,1

TRAMO 3

Cajas de conexión con el inversor

510

15

117,88

154

35

0,6

TRAMO 4

Inversor - Centros de Transformación

380

8

173

16

2

0,75

5.6 PUESTA O CONEXIÓN A TIERRA La puesta o conexión a tierra es la unión eléctrica directa, sin fusibles ni protección alguna, de una parte del circuito eléctrico o de una parte conductora no perteneciente al mismo mediante una toma de tierra con un electrodo enterrado en el suelo. Mediante la instalación de puesta a tierra se deberá conseguir que permita el paso a tierra de las corrientes de defecto o las de descarga de origen atmosférico. El valor de la resistencia de puesta a tierra está pensado con las normas de protección y de funcionamiento de la instalación, teniendo en cuenta los requisitos generales indicados en la ICT-BT-24. Las corrientes de defecto a tierra y las corrientes de fuga pueden circular sin peligro. La solidez o la protección mecánica está asegurada con independencia de las condiciones de influencias externas. Se contempla los posibles riesgos debidos a 54


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electrolisis que pudieran afectar a otras partes metálicas. Alrededor de la caseta de los inversores colocaremos un cable desnudo de cobre de 1 x 35 mm², además de poner cuatro picas verticales de tierras en las esquinas de la caseta donde daremos tierra al inversor. El generador fotovoltaico se conectará en modo flotante, proporcionando los niveles de protección adecuados frente a los contactos directos e indirectos, siempre que no ocurra un defecto a masa o a tierra. En este caso se genera una situación de riesgo potencial, que se soluciona mediante: 



Aislamiento clase II de los módulos fotovoltaicos, cables y cajas de conexión Puesta a tierra mediante una pica de 1 m de cada una de las estructuras y de las cajas de conexión en campo de paneles

5.7 SEPARACIÓN DE CIRCUITOS. El aislamiento galvánico entre el generador y la res de distribución está asegurado a través de los inversores los cuales disponen de un transformador Clase II que cumple con la normativa RD 661/2007, EN 50178.

5.8 ESTRUCTURA SOPORTE DE LAS PLACAS. Uno de los elementos más importantes en toda instalación fotovoltaica para asegurar un completo aprovechamiento de la radiación solar es la estructura soporte. Es la encargada en sustentar los módulos solares y darle la inclinación más adecuada en cada caso para optimizar el rendimiento energético. Se construyen con perfiles de acero galvanizado en caliente y cumple las normas UNE 37-501 y UNE 37-508, con un espesor mínimo de revestimiento de 80 micras de espesor de zinc para asegura una protección completa contra las inclemencias climatológicas y, por tanto, una mayor duración y mantenimiento. Cumple con la normativa básica de la edificación (NBE-AE-88) y dimensionado con la norma

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NBEEA- 95, por lo que será capaz de soportar los módulos y las sobrecargas de nieve y viento. Esta estructura tiene una inclinación de óptima de 30º, 10 grados menos que la latitud del lugar, la de Madrid es 40,4º, lo que permite maximizar la producción anual para inyectar a la red eléctrica y será fijada a las cimentaciones, mediante pernos químicos introducidos en los taladros correspondientes. La gama de estructuras de ATERSA ha sido diseñada para garantizar su eficacia y duración, facilitar su transporte y manipulación, y optimizar su integración en el medio, respondiendo a los criterios marcados por la comisión de Medio Ambiente de la Unión Europea. Como los módulos fotovoltaicos van a estar orientados al Sur, el único viento que puede representar un riesgo es el que venga del Norte, ya que es el que realizará las fuerzas de tracción sobre los anclajes, que son más peligrosas que las de compresión. En esta implantación se ha decido instalar las estructuras de Atersa tipo A, donde se instalaran 3 módulos fotovoltaico por estructura. Para realizar la cimentación de los apoyos de la estructura se realizarán tres zapatas de hormigón armado con unas dimensiones de 2400 mmx 470 mm x 500mm que irán directamente apoyadas al suelo.

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5.9 CALCULO DE LA DISTANCIA ENTRE PANELES PARA EVITAR LA SOMBRA DE UNO A OTRO. La distancia mínima entre fila y fila está condicionada por la latitud de la ubicación de la instalación debido a que el ángulo de incidencia solar varía con este parámetro. La separación entre filas de módulos fotovoltaicos se proyecta de tal manera que al mediodía solar del día más desfavorable (altura solar mínima) que corresponde al 21 de DICIEMBRE, la sombra del punto superior de una fila se proyecte, como máximo, sobre el punto inferior de la fila siguiente. La distancia d, medida sobre la horizontal, entre unas filas de módulos obstáculo, de altura h, que pueda producir sombras sobre la instalación debe garantizar un mínimo de 4 horas de sol en torno al mediodía del solsticio de Invierno. Esta distancia d será superior al valor obtenido por la ecuación.

La altura solar mínima el 21 de Diciembre es H = (90º – latitud del lugar) – 23,5º. Latitud de la instalación: 40,4º La medida del panel de Isofoton ISF-235 es de 1667 x 994 mm. ho = (90º – 40,4º) -23,5º= 26,1º 57


2010

d = distancia mínima entre módulos L = 2982 mm α = Inclinación de la cubierta donde se fijan los módulos 30º.

d = L (sen α/tan ho + cos α) d = 2,982 (sen 30/tan 26,1 + cos 30) = 5,62 m Por seguridad es aconsejable aumentar un 25% la distancia mínima obtenida por lo que se instalaran a una distancia de 7 metros.

5.10 CALCULO ENERGETICO DE LA INSTALACIÓN. 5.10.1 CALCULO ENERGETICO MEDIANTE TABLAS. Para calcular la energía que se produce anualmente, Eac utilizaremos la siguiente expresión:

Eac= PPMP (Gdaeff /G) FS PR Donde:

PPMP es la potencia nominal o potencia maxima que entrega el generador en CEM (1000 W/m2 de irradiancia y 25º de temperatura de célula)

Gdaeff es la irradiacion anual efectiva que incide sobre la superficie del generador.

G es el valor de la irradiancia a la que se determina la potencia nominal de las adores fotovoltaicos, precisamente 1000 W/m2

FS es un factor que considera las perdidas por orientación y por sombras. PR es un factor de rendimiento que considera las pérdidas energéticas asociadas a la conversión DC/AC y al hecho de que el rendimiento de las células solares es inferior al que indica el valor de su potencia nominal ya que 58


2010

la temperatura de operación suele ser superior a 25ºC, estas pedidas suelen ser de un 6%, además hay que añadir las pedidas por le eficiencia del inversor, en la coneversión de DC/AC, seguimiento del punto de máxima potencia etc, estas perdidas suelen ser entre un 15 y un 20% y por último hay que añadir las perdidas por suciedad de los módulos, un 4% adicional, así que el valor de PR oscila entre 0,7 y 0,75.

La energía media diaria incidente por m2de superficie de campo generador para cada mes del año viene dado por la expresión:

E= kH Donde: H: Es la energía media diaria que incide por m2 se superficie horizontal para la localidad donde está ubicada la instalación. k es el factor de corrección para las superficies inclinadas un cierto ángulo α respecto a la horizontal. Para la instalación que se está diseñando podemos considerar los siguientes valores: FS = 1 ya que en está instalación no se producen sombras PR = 0,75 A partir de las tablas ¿???Publicadas en el Código Técnico de Edificación podemos obtener los valores de k y H teniendo en cuenta que Tres Cantos está en la latitud 40º y que la inclinación optima de los paneles serían 10 grados menos que la latitud del lugar, ver anexos ¿??????. Además se considera que los paneles están orientados al Sur geográfico. 59


Obtenemos H:

Obtenemos k:

Obtenemos la energía incidente en kWh/m2 año.

60

2010

2010

[Diseño de un planta fotovoltaica de 100 Kw MES

H

k

E

MJ/m2 . Día ENERO

E

MJ/m2. dïa

E

MJ/m2. mes kWh/m2. mes

6,7

1,34

8,978

278,318

77,3106

FEBRERO

10,6

1,26

13,356

373,968

103,8800

MARZO

13,6

1,17

15,912

493,272

137,0200

ABRIL

18,8

1,07

20,116

603,48

167,6333

MAYO

20,9

1,01

21,109

654,379

181,7719

JUNIO

23,5

0,98

23,03

690,9

191,9167

JULIO

26

1,01

26,26

814,06

226,1278

AGOSTO

23,1

1,09

25,179

780,549

216,8192

SEPTIEMBRE

16,9

1,2

20,28

608,4

169,0000

OCTUBRE

11,4

1,34

15,276

473,556

131,5433

NOVIEMBRE

7,5

1,43

10,725

321,75

89,3750

DICIEMBRE

5,9

1,41

8,319

257,889

71,6358

TOTAL

1764,033611

Para calcular la potencia de pico de nuestro campo generador multiplicaremos la potencia de pica de un panel por el número de paneles que consta el campo. PPMP= (238 x 2) x 235 = 111860 Wp = 111,86 kWp Así la producción anual EAC de nuestra instalación será:

Eac= PPMP (Gdaeff /G) FS PR EAC= 111,86 x 1764,03 x 1 x 0.75 = 147.993,296 kWh 5.10.2 CALCULO ENERGETICO MEDIANTE SOFWARE. Existe programas específicos de contratada solvencia a nivel internacional los cuales hacen una estimación de la producción energética de una planta fotovoltaica y que introduciendo los parámetros correspondientes de

la

instalación pueden llegar a tener una exactitud bastante alta. Uno de estos programas es el desarrollado por la Universidad de Ginebra llamado PVSyst el cual

se

ejecuta

on

line

en

http://sunbird.jrc.it/pvgis/apps/radmonth.php

61

la

siguiente

dirección:


2010

Este gráfico y tabla muestran la cantidad (estimada) de energía eléctrica que puede esperar cada mes a partir de una instalación fotovoltaica con las propiedades que ha entrado (con inclinación y la orientación óptima, si usted así lo solicite). También muestra el valor promedio previsto de producción diaria y anual.

62


63

2010


64

2010


2010

Si se comparan los dos métodos de cálculo utilizados se puede ver que hay pocas diferencias, por el método estadísticos la producción anual esperada es de 147.993,296

kWh frente a los 145837 kWh calculados con el programa PVSyst, un 2%. Para realizar el balance económico utilizaremos el datos más desfavorable, el menor, en este caso será 145837 kWh.

65


ESTUDIO DE VIABILIDAD DEL PROYECTO

66

2010


2010

6.- ESTUDIO DE VIABILIDAD

Para el estudio de la viabilidad de este proyecto se ha tenido en consideración estos puntos: A.- Presupuesto de la instalación. B.- Primas y ayudas actuales al sector de la energía renovables. C.- Cálculos financieros, VAN y TIR del proyecto. D.- Conclusiones

6.1 PRESUPUESTO DE LA INSTALACIÓN. ELEMENTOS

Módulo ISOFOTÓN ISF-235 Inversor trifásico 60 kw Marca Ingeteam Modelo: Ingecon Sun 60 IP20 Estructura soporte fabrica por ATERSA Tipo A Instalación "llave en mano" y puesta en marcha de la central fotovoltaica Incluye: - Instalación mecánica y eléctrica - Materiales eléctricos necesarios para la interconexión del campo fotovoltaicoinversor. Cuadro de protecciones y contadores. - Cajas estanca en campo de paneles - Cajas de protecciones con portafusibles seccionables y diferenciales - Armario de protección y medida. Incluye los contadores de energía de producción y consumo, diferencial y magnetotérmico. - Red de tierras. - Boletín de la instalación. - Manuales de operación y mantenimiento. - Transporte del material hasta el lugar de la instalación Seguridad y Salud Proyecto de Ingenieria y dirección de obra Tasas y visados

PRECIOS/UD

UNIDADES

IMPORTE

900,00

476

428.400,00

24.000,00

2

48.000,00

95,00

159

15.105,00

28.000,00

1

28.000,00

3.000,00 7.500,00 2.500,00

1 1 1

3.000,00 7.500,00 2.500,00

Importe IVA 18%

532.505,00 95.850,90

TOTAL

628.355,90

Base Imponible

67

6.2


2010

6.2 PRIMAS Y AYUDAS AL SECTOR. El nuevo RD 1578 incluye modificaciones importantes en las condiciones administrativas y económicas de las nuevas instalaciones fotovoltaicas conectadas a red. Estas modificaciones se pueden agrupar en tres puntos: 1.- Se reduce notablemente la tarifa, pasando de 0,45 €/kWh en el RD 661 a 0,34-0,32 €/kWh en el nuevo RD. 2.- Se establece un sistema de cupos de potencia anuales, con convocatorias trimestrales, de manera que la tarifa de la convocatoria n+1 varía en función de la potencia que haya entrada en la convocatoria n. 3.- Se introducen importantes cambios en la tramitación administrativa

68


2010

Las conclusiones que se obtienen de este cambio de normativa son:

1.

En el peor de los casos (4,35 €/Wp) la TIR de proyecto es superior al 8%. Con

las

condiciones actuales de financiación (80% a Eur+1.75%), al precio de 4.35 €/Wp,

la TIR de accionista es superior al 16%. En nuestro caso es más desfavorable el tener un presupuesto superior, pero evidentemente se podrían obtener mejores precios de compra.

2. Con los costes actuales, la rentabilidad es muy similar a la que se obtenía en el RD 661. Como referencia, el precio actual de una planta oscila entre 3.90 - 4.35 €/Wp. 3. Aunque baje la tarifa, los costes lo hacen a un ritmo igual o superior al de la tarifa, por lo que la rentabilidad se mantiene o incluso se incrementa. 4. Los proyectos fotovoltaicos son fácilmente financiables por la seguridad en los futuros ingresos a percibir. 5. La previsión de los fabricantes de módulos a medio plazo es conseguir costes de producción con tecnología fotovoltaica inferiores a los de la generación tradicional mediante combustibles fósiles, por lo que será rentable invertir en fotovoltaica incluso sin las primas actuales.

69


6.3

CALCULOS

Y

CRITERIOS

DELPROYECTO. Partiendo de los siguiente datos iniciales:

La inversión producida es:

70

FINACIEROS,

VAN

2010

Y

TIR


Los gastos de explotación serían:

Los ingresos previstos:

71

2010


Esta sería la cuenta de resultados :

Y por último la tesorería:

72

2010


2010

El criterio del Valor Actual Neto ( VAN ) El valor actual neto o valor capital de la inversión es la suma de todos sus flujos netos de caja actualizados al momento inicial a una tasa de actualización o de descuento. Es decir, es la diferencia entre el valor actualizado del flujo de cobros y el valor actualizado del flujo de pagos del proyecto. El VAN proporciona una medida de la rentabilidad absoluta neta del proyecto. Absoluta porque se expresa en unidades monetarias y neta porque en su determinación se han tenido en cuenta todos los cobros y pagos originados por el proyecto a lo largo de su vida útil. El VAN es el valor residual, es decir el que queda, de la instalación al cabo de los 25 años. Valor del material, diseño de la instalación ya realizado, etc. Esto tiene un valor monetario que se expresa con el VAN.. Según este cálculo el VAN resulta ser 112.264 €

El criterio de la Tasa Interna de Rendimiento ( TIR ) Se define como aquella tasa de actualización o de descuento que hace cero la rentabilidad absoluta neta de la inversión. Es decir, aquella tasa de descuento que iguala el valor actual de la corriente de cobros con el valor actual de la corriente de pagos. Cuanto mayor sea el TIR, mayor será el beneficio.

6.4 CONCLUSIONES Aunque los resultados antes de impuestos generados en los nueve primeros ejercicios son pérdidas, según las previsiones realizadas, están fundamentalmente generadas por los gastos financieros al ser lógicamente el coste financiero mucho mayor en los primeros años de tenencia del préstamo. Sin embargo, a partir del periodo diez, se llega a alcanzar el umbral de rentabilidad en el que los beneficios generados por la propia inversión son capaces de cubrir tanto los costes variables como los costes fijos. 73


2010

La capacidad de generar fondos de esta inversión ó cash-flow anualmente es positivo, es importante destacar que la propia inversión generará fondos positivos para la empresa a partir del periodo 11, que traducido en términos de rentabilidad económica de la inversión o del activo a lo largo de su vida útil (25 años), podemos comprobarlo: Ratio de rentabilidad de la inversión (en términos globales): ((Beneficio después de impuestos + Coste financiero)/Inversión activo)) ((273.784 + 60.685) / 532.000)) genera una rentabilidad del 62% aproximadamente. Es decir, la inversión es sumamente rentable y eficiente con independencia de los medios de financiación utilizados para la adquisición del mismo. Esto supondrá una garantía para los sociosaccionistas que verán satisfecha su rentabilidad con este proyecto de inversión de una manera estable. La tesorería, el cash flow de tesorería y el cash flow actualizado, demuestran que esta inversión es capaz de generar fondos suficientes para satisfacer el coste de la deuda así como el reembolso de la misma. La rentabilidad financiera a partir del periodo 2 es superior al tipo de interés previsto que se pagará por la financiación (3,17%) ello implica que el nivel de endeudamiento que mantiene la empresa conduce a rentabilidades financieras superiores, es decir un apalancamiento positivo. Fijándonos en los indicadores del VAN y el TIR, el primero de ellos por importe de 112.264 euros refleja al ser positivo que no solamente recuperaremos la inversión inicial sino que obtendremos una importante rentabilidad de ella. Al igual que el TIR de 5,24%, nos indica que estamos ante un proyecto de inversión rentable que supondrá un retorno de la inversión equiparable a unos tipos de interés alto.

74


ESTUDIO SEGURIDAD Y SALUD

75

2010


2010

7. ESTUDIOS DE SEGURIDAD Y SALUD 7.1 RIESGOS EXISTENTES Y MEDIDAS DE PREVENCIÓN El Real Decreto 1627/1997 de 24 de Octubre dispone que en todo Proyecto de ejecución de obra debe incluirse un estudio de Seguridad y Salud, como requisito necesario para el visado por el Colegio Profesional. A continuación se detallarán una serie de normas que serán de obligatorio cumplimiento para la realización de la obra por todo el personal autorizado.

7.1.1 RIESGOS LABORALES 

Caídas al mismo o distinto nivel.



Electrocuciones.



Quemaduras producidas por descargas eléctricas.



Cortes en las manos.



Atrapamiento de los dedos al introducir cables en los conductores.



Golpes en la cabeza en el montaje de los módulos fotovoltaicos, bandejas,



canaletas, equipos y armarios de conexión.



Caída de materiales.

7.1.2 PREVENCIÓN Todos los medios de protección individual irán especificados en cuanto a sus características y condiciones técnicas correspondientes, así como las medidas necesarias para su correcto uso y mantenimiento, atendiendo tanto a la reglamentación vigente como a las normas de uso.



Redes de protección para evitar la caída al vacío desde la cubierta del edificio.



Barandillas de protección.



Casco de seguridad para evitar golpes en la cabeza y caída de materiales de forma accidental. 76


2010



Cinturón de seguridad para la prevención de caídas.



Cuerda de seguridad para fijación del cinturón. Su utilización será siempre en las siguientes condiciones: o

La longitud será tal que no permita nunca el choque contra ningún nivel.

o

En caso de caída se tendrá en cuenta el posible penduleo para no chocar contra nada.

o

La caída no será superior a 1m, utilizándose anclajes de seguridad para tal fin.



Guantes de cuero para la manipulación de todos los elementos que puedan ocasionar golpes y cortes en las manos, como cables, módulos fotovoltaicos, armarios de protección, inversores, canaletas, bandejas, etc.



Guantes aislantes.



Calzado de seguridad que sea aislante y con suela antideslizante para evitar electrocuciones y deslizamientos.



Trabajo en líneas sin tensión.



Instalaciones auxiliares de obra protegidas al paso de personas o maquinaria para evitar deterioro de la cubierta aislante.



No se permitirá la utilización directa de los terminales de los conductores como clavija de toma de corriente.



Los empalmes y conexiones se realizarán mediante elementos apropiados debidamente aislados.



Las escaleras de mano que se utilicen serán de tijera.

7.2 LUGAR DE TRABAJO Para el trabajo en el interior como en el exterior de la obra se tendrán en cuenta las siguientes recomendaciones. Deberá procurarse la estabilidad y solidez de lo materiales y equipos, así como evitar el paso por superficies deslizantes sin utilización del calzado adecuado. Deberán disponerse de los servicios higiénico-sanitarios suficientes para el número de trabajadores en actividad simultánea. Estos servicios 77


2010

dispondrán de jabón y productos desengrasantes, si fuera necesario, así como botiquín de primeros auxilios. Todos los elementos punzantes o cortantes, situados a una altura inferior a dos metros, deberán estar debidamente protegidos y señalizados. Los lugares cerrados deberán dotarse de ventilación suficiente para evitar la concentración de humos, gases o vapores tóxicos sofocantes, así como de una ventilación adecuada y suficiente.

7.3 OTRAS CONSIDERACIONES Durante la fase de ejecución de la Obra, se emplearán las señales y dispositivos de seguridad incluidos en el Real Decreto 485/1997 de 14 de Abril, siempre que el análisis de los riesgos existentes, situaciones de emergencia previsibles y medidas preventivas adoptadas, hagan necesario:



Llamar la atención de los trabajadores.



Alertarlos en situaciones de emergencia.



Facilitar localizaciones.



Orientar en maniobras peligrosas.

78


RECEPCIÓN PRUEBAS Y MANTENIMIENTO

79

2010


2010

8.- RECEPCIÓN, PRUEBAS Y MANTENIMIENTO 8.1 RECEPCIÓN Y PRUEBAS 8.1.1 El instalador entregará al usuario un documento-albarán en el que conste el suministro de componentes, materiales y manuales de uso y mantenimiento de la instalación. Este documento será firmado por duplicado por ambas partes, conservando cada una un ejemplar. Los manuales entregados al usuario estarán en alguna de las lenguas oficiales españolas para facilitar su correcta interpretación.

8.1.2 Antes de la puesta en servicio de todos los elementos principales (módulos, inversores, contadores) éstos deberán haber superado las pruebas de funcionamiento en fábrica, de las que se levantará oportuna acta que se adjuntará con los certificados de calidad.

8.1.3 Las pruebas a realizar por el instalador, serán como mínimo las siguientes: 

Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas.



Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento.



Pruebas de los elementos y medidas de protección, seguridad y alarma, así como su actuación, con excepción de las pruebas referidas al interruptor automático de la desconexión.



Determinación de la potencia instalada.

8.1.4 Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de la Recepción Provisional de la Instalación. No obstante, el Acta de Recepción Provisional no se firmará hasta haber comprobado que todos los sistemas y elementos que forman parte del suministro han funcionado correctamente durante un mínimo de 240 horas seguidas, sin interrupciones o paradas causadas por fallos o errores del sistema suministrado, y además se hayan cumplido los siguientes requisitos: 80


2010



Entrega de toda la documentación.



Retirada de obra de todo el material sobrante.



Limpieza de las zonas ocupadas, con transporte de todos los desechos a vertedero.

8.1.5 Durante este período el suministrador será el único responsable de la operación de los sistemas suministrados, si bien deberá adiestrar al personal de operación.

8.1.6 Todos los elementos suministrados, así como la instalación en su conjunto, estarán protegidos frente a defectos de fabricación, instalación o diseño por una garantía de tres años, salvo para los módulos fotovoltaicos, para los que la garantía será de 8 años contados a partir de la fecha de la firma del acta de recepción provisional.

8.1.7 No obstante, el instalador quedará obligado a la reparación de los fallos de funcionamiento que se puedan producir si se apreciase que su origen procede de defectos ocultos de diseño, construcción, materiales o montaje, comprometiéndose a subsanarlos sin cargo alguno. En cualquier caso, deberá atenerse a lo establecido en la legislación vigente en cuanto a vicios ocultos.

8.2 MANTENIMIENTO DE LA INSTALACIÓN. Se realizará un contrato de mantenimiento preventivo y correctivo de al menos tres años. El contrato de mantenimiento de la instalación incluirá todos los elementos de la instalación con las labores de mantenimiento preventivo aconsejados por los diferentes fabricantes. Los costes económicos del mantenimiento correctivo, con el alcance indicado, forman parte del precio anual del contrato de mantenimiento. Podrán no estar incluidas ni la mano de obra ni las reposiciones de equipos necesarias más allá del período de garantía. 81


2010

El mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado bajo la responsabilidad de la empresa instaladora. Hay que realizar un informe técnico de cada una de las visitas en el que se refleje el estado de las instalaciones y las incidencias acaecidas. Hay que registrar de las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro de mantenimiento, en el que constará la identificación del personal de mantenimiento (nombre, titulación y autorización de la empresa). Las instalaciones fotovoltaicas tienen dos partes claramente diferenciadas:



El conjunto de los paneles e inversores, que transforman la radiación solar en energía eléctrica, constituyendo en definitiva una planta de potencia de generación eléctrica.



El conjunto de equipos de la interconexión y protección, que permiten que la energía alterna tenga las características adecuadas según las normativas vigentes, y la protección de las personas y las instalaciones. El mantenimiento de los equipos electrónicos viene especificado por el fabricante.

8.2.1 TIPOS DE MANTENIMIENTO. •

Correctivo: reparar los equipos para que vuelvan a funcionar bajo las

condiciones de servicio. • Preventivo: realizar operaciones previas necesarias para que el equipo se

mantenga en condiciones de operación el máximo tiempo posible. En el planteamiento del servicio de mantenimiento de las instalaciones, el instalador debe considerar los siguientes puntos: 82


2010

El mantenimiento abarca los siguientes procesos: 1. Limpieza periódica de los paneles. La suciedad acumulada sobre la cubierta transparente del panel reduce el rendimiento del mismo y puede producir efectos de inversión similares a los producidos por las sombras. El problema puede llegar a ser serio en el caso de los residuos industriales y los procedentes de las aves. La intensidad del efecto depende de la opacidad del residuo. Las capas de polvo que reducen la intensidad del sol de forma uniforma no son peligrosas y la reducción de la potencia no suele ser significativa. La periodicidad del proceso de limpieza depende lógicamente del proceso de ensuciamiento. En el caso de los depósitos procedentes de las aves conviene evitarlos instalando pequeñas antenas elásticas en la parte alta del panel que impidan que estas se posen. La acción de la lluvia puede en muchos casos reducir al mínimo o eliminar por completo la necesidad de la limpieza de los paneles. La operación de limpieza debe ser realizada por el personal encargado del mantenimiento de la instalación, y consiste básicamente en el lavado de los paneles con agua y algún detergente no abrasivo, procurando evitar que el agua no se acumule sobre el panel. 2. Inspección visual del panel tiene por objetivo detectar posibles fallos, concretamente:



Posible rotura del cristal: normalmente se produce por acciones extremas y rara vez por fatiga térmica inducida por errores de montaje.



Oxidaciones de los circuitos y soldaduras de las células fotovoltaicas. Normalmente son debidas a la entrada de 83


2010

humedad en el panel por fallo o rotura de las capas de encapsulado.



El adecuado estado de la estructura portante frente a la corrosión.



La no existencia de sombras con afección al campo fotovoltaico, producidas por el crecimiento de la vegetación en los alrededores.

3. Control del estado de las conexiones eléctricas y del cableado. Se procederá a efectuar las siguientes operaciones: 

Comprobación del apriete y estado de los terminales de los cables de conexionado de los paneles.



Comprobación de la estanqueidad de la caja de terminales o del estado de los capuchones de protección de los terminales. En el caso de observarse fallos de estanqueidad, se procederá a la sustitución de los elementos afectados y a la limpieza de los terminales. Es importante cuidar el sellado de la caja de terminales, utilizando juntas nuevas o un sellado de silicona.

4. Mantenimiento del sistema de regulación y control difiere especialmente de las operaciones normales en equipos electrónicos. Las averías son poco frecuentes y la simplicidad de los equipos reduce el mantenimiento a las siguientes operaciones: 

Observación visual del estado y funcionamiento del equipo. La observación visual permite detectar su mal funcionamiento, ya que éste se traduce en un comportamiento muy anormal, en la inspección se debe comprobar también las posibles corrosiones y aprietes de bornes.

84

[Diseño de un planta fotovoltaica de 100 Kw 

2010

Comprobación del conexionado y cableado de los equipos. Se procederá de forma similar que en los paneles, revisando todas las conexiones y juntas de los equipos.



Comprobación del tarado de la tensión de ajuste a la temperatura ambiente, que las indicaciones sean correctas.



Toma de valores: registro de los amperios/hora generados y consumidos en a instalación, horas de trabajo,….

5. El mantenimiento de las puestas a tierra: cuando se utiliza un método de protección que incluye la puesta a tierra, se ha de tener en cuenta que el valor de la resistencia de tierra, varía durante el año. Esta variación es debida a la destrucción corrosiva de los electrodos, aumento de la resistividad del terreno, aflojamiento, corrosión, polvo, etc.…

Estas variaciones de la resistencia condicionan el control de la instalación para asegurar que el sistema de protección permanezca dentro de los límites de la seguridad. 6. Comprobación de las características eléctricas del generador fotovoltaico (V0c, Isc, Vmax, e máximo en operación). 7. Comprobación de los ajustes en las conexiones, del estado del cableado, cajas de conexiones y de protección. 8. Comprobación de las características eléctricas del inversor (Vm, Un, Iout, Vred, Rendimiento, fred). 9. Comprobación de las protecciones de la instalación (fallo de aislamiento…), así como de sus periodos de actuación.

10. Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento. 85


2010

11. Comprobación de la potencia instalada e inyectada a la red. 12. Comprobación del sistema de monitorización. 13. Mantenimiento de los equipos de protección: la comprobación de todos los relés ha de efectuarse cuando se proceda a la revisión de toda la instalación, siguiendo todas las especificaciones de los fabricantes de estos.

86


IMPACTO MEDIAMBIENTAL

87

2010


2010

9.-IMPACTO MEDIOAMBIENTAL Las instalaciones de conexión a red tienen un impacto medioambiental que podemos considerar prácticamente nulo. Si analizamos diferentes factores, como son el ruido, emisiones gaseosas a la atmósfera, destrucción de flora y fauna, residuos tóxicos y peligrosos vertidos al sistema de saneamiento, veremos que su impacto, solo se limitará a la fabricación pero no al funcionamiento.

9.1

IMPACTO

MEDIOAMBIENTAL

RELACIONADO

CON

EL

FUNCIONAMIENTO DE LA INSTALACIÓN: Ruidos: -Módulos fotovoltaicos: La generación de energía de los módulos fotovoltaicos, es un proceso totalmente silencioso. -Inversor: trabaja a alta frecuencia no audible por el oído humano. Emisiones gaseosas a la atmósfera: La forma de generar de un sistema fotovoltaico, no requiere ninguna combustión para proporcionar energía, solo de una fuente limpia como es el sol.

Destrucción de flora y fauna: Ninguno de los equipos de la instalación tiene efecto de destrucción sobre la flora o la fauna. Residuos tóxicos y peligrosos vertidos al sistema de saneamiento: s aneamiento: Para funcionar los equipos de la instalación no necesitan verter nada al sistema de saneamiento, la refrigeración se realiza por convección natural. 88


2010

9.2 IMPACTO AMBIENTAL EN LA FABRICACIÓN En todo proceso de fabricación de módulos fotovoltaicos, componentes electrónicos para los inversores, estructuras, cables etc. Es donde las emisiones gaseosas a la atmósfera y vertidos al sistema de saneamiento, pueden tener mayor impacto sobre el medio. Los residuos tóxicos y peligrosos están regulados por el Real Decreto 833/1988 de 20 de julio. En este documento se encuentra reglamentadas las actuaciones en materia de eliminación de este tipo de residuos, que se resume en un correcto etiquetado y en su almacenamiento hasta la retirada por empresas gestoras de residuos, ya que no se pueden verter al sistema de saneamiento. Esto se traduce en costes asociados a los procesos de fabricación de manera que en el diseño de procesos hay que tener en cuenta los posibles residuos. Los principales residuos de esta clase son: Disoluciones de metales, aceites, disolventes orgánicos, restos de los dopantes y los envases de las materias primas que han contenido estos productos. Los ácidos y los álcalis empleados en los procesos de limpieza pertenecen a la clase de residuos que se eliminan a través del sistema integral de saneamiento. Estos están regulados por al a Ley 10/1993 de 26 de octubre. Esta ley limita las concentraciones máximas de contaminantes que es posible verter, así con la temperatura y el pH. Las desviaciones con respecto a los valores marcados por la ley se reflejan en el incremento de la tasa de depuración. En cuanto a al energía consumida en el proceso de fabricación , tenemos el dato que en un tiempo entre 4 y 7 años los módulos fotovoltaicos devuelven la energía consumida en la fabricación, muy inferior a la vida prevista para estos que es superior a los 20 años.

89


ANEXO 1: CONFIGURACIÓN DE LA INSTALACIÓN

90

2010


91

2010


92

2010


ANEXO 2: TABLAS

93

2010

TABLAS TEMPERATURAS Y RADIACION

Temperatura ambiente media durante las horas de sol, en°C ENE 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52

ÁLAVA ALBACETE ALICANTE ALMERÍA ASTURIAS ÁVILA BADAJOZ BALEARES BARCELONA BURGOS CÁCERES CÁDIZ CANTABRIA CASTELLÓN CEUTA CIUDAD REAL CÓRDOBA LA CORUÑA CUENCA GERONA. GRANADA GUADALAJARA GUIPÚZCOA HUELVA HUESCA JAÉN LEÓN LÉRIDA LUGO MADRID MÁLAGA MELILLA. MURCIA NAVARRA ORENSE PALENCIA. LAS PALMAS PONTEVEDRA LA RIOJA SALAMANCA STA.C.TENERIFE SEGOVIA SEVILLA SORIA. TARRAGONA TERUEL TOLEDO VALENCIA VALLADOLID VIZCAYA ZAMORA ZARAGOZA

7 6 13 15 9 4 11 12 11 5 10 13 11 13 15 7 11 .12 5 9 9 7 10 13 7 11 5 7 8 6 15 15 12 7 9 5 20 11 7 6 19 4 11 4 11 5 E) 12 4 10 6 8

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

AÑO

7 8 14 15 10 5 12 13 12 6 11 15 11 13 15 9 13 12 6 10 10 8 10 14 8 11 6 10 9 8 15 15 12 7 9 7 20 12 9 7 20 6 13 6 12 6 9 13 6 11 7 10

11 11 16 16 11 8 15 14 14 9 14 17 14 15 16 12 16 14 9 13 13 12 13 16 12 14 10 14 11 11 17 16 15 11 13 10 21 14 12 10 20 10 14 9 14 9 13 15 9 12 11 13

12 13 18 18 12 11 17 17 17 11 16 19 14 17 17 15 18 14 12 15 16 14 14 20 15 17 12 15 13 13 19 18 17 13 15 13 22 16 14 13 21 12 17 11 16 12 15 17 12 13 13 16

15 17 21 21 15 14 20 19 20 14 19 21 16 20 19 18 21 16 15 19 18 18 16 21 18 21 15 21 15 18 21 21 21 16 18 16 23 18 17 16 22 15 21 14 19 16 19 20 17 16 16 19

19 22 25 24 18 18 25 23 24 18 25 24 19 24 23 23 26 19 20 23 24 22 19 24 22 26 19 24 18 23 25 25 25 20 21 20 24 20 21 20 24 20 25 19 22 20 24 23 21 20 21 23

21 26 28 27 20 22 28 26 26 21 28 27 21 26 25 28 30 20 24 26 27 26 21 27 25 30 22 27 20 28 27 27 28 22 24 23 25 22 24 24 26 24 29 22 25 23 28 26 24 22 24 26

21 26 28 28 20 22 28 27 26 21 28 27 21 27 26 27 30 21 23 25 27 26 21 27 25 29 22 27 21 26 28 28 28 23 23 23 25 23 24 23 27 23 29 22 26 24 27 27 23 22 23 26

19 22 26 26 19 18 25 25 24 18 25 25 20 25 24 20 26 20 20 23 24 22 20 25 21 25 19 23 19 21 26 26 25 20 21 20 26 20 21 20 26 20 24 18 23 19 23 24 18 20 20 23

15 16 21 22 16 13 20 20 20 13 19 22 17 21 21 17 21 17 14 18 18 16 17 21 16 19 14 18 15 15 22 22 20 15 16 14 25 17 16 14 25 14 20 13 20 14 17 20 13 16 15 17

10 11 17 18 12 8 15 16 16 9 14 18 14 16 18 11 16 14 9 13 13 10 13 17 11 15 9 11 11 11 18 18 16 10 12 9 23 14 11 9 23 9 16 8 15 9 12 16 8 13 10 12

7 7 14 16 10 5 11 14 12 5 10 15 12 13 16 8 12 12 6 10 9 8 10 14 7 10 6 8 8 7 15 16 12 8 9 6 21 12 8 6 20 5 12 5 12 6 8 13 4 18 6 9

13.7 15.4 20.1 20.5 14.3 12.3 18.9 18.8 18.5 12.5 18.3 20.3 15.8 19.2 19.6 16.3 20 15.9 13.6 17 17.3 15.8 15.3 19.9 15.6 19 13.3 17.1 14 15.6 20.7 20.6 19.3 14.3 15.8 13.8 22.9 16.6 15.3 14 22.8 13.5 19.3 12.6 17.9 13.6 16.9 18.8 13.3 15 ..4 14.3 16.8

1

Energía en megajulios que incide sobre un metro cuadrado de superficie horizontal en un día medio de cada mes. ENE 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52

ÁLAVA ALBACETE ALICANTE ALMERÍA ASTURIAS ÁVILA BADAJOZ BALEARES BARCELONA BURGOS CÁCERES CÁDIZ CANTABRIA CASTELLON CEUTA CIUDAD REAL CÓRDOBA LA CORUÑA CUENCA GERONA GRANADA GUADALAJARA GUIPÚZCOA HUELVA HUESCA JAÉN LEÓN LÉRIDA LUGO MADRID MÁLAGA MELILLA MURCIA NAVARRA ORENSE PALENCIA LAS PALMAS PONTEVEDRA LA RIOJA SALAMANCA STA.C.TENERIFE SEGOVIA SEVILLA SORIA TARRAGONA TERUEL TOLEDO VALENCIA VALLADOLID VIZCAYA ZAMORA ZARAGOZA

4.6 6.7 8.5 8.9 5.3 6 6.5 7.2 6.5 5.1 6.8 8.1 5 8 8.9 7 7.2 5.4 5.9 7.1 7.8 6.5 5.5 7.6 6.1 6.7 5.8 6 5.1 6.7 8.3 9.4 10.1 5 4.7 5.3 11.2 5.5 5.6 6.1 10.7 5.7 7.3 5.9 7.3 6.1 6.2 7 .6 5.5 5 5.4 6.3

FEB

MAR

6.9 10.5 12 12.2 7.7 9.1 10 10.7 9.5 7.9 10 11.5 7.4 12.2 13.1 10.1 10.1 8 8.8 10.5 10.8 9.2 7.7 11.3 9.6 10.1 8.7 9.9 7.6 10.6 12 12.6 14.8 7.4 7.3 9 14.2 8.2 8.8 9,5 13.3 8.8 10.9 8.7 10.7 8.8 9.5 10.6 8.8 7.1 8.9 9.8

11.2 15 16.3 16.4 10.6 13.5 13.6 14.4 12.9 12.4 14.7 15.7 11 15.5 18.6 15 15.1 11.4 12.9 14.2 15.2 14, 11.3 16 14.3 14.4 13.8 10 11.7 13.6 15.5 17.2 16.6 12.3 11.3 13.2 17.8 13 13.7 13.5 18.1 13.4 14.4 12.8 14.9 12.9 14 14.9 13.9 10.8 13.2 15.2

ABR 13 19.2 18.9 19.6 12.2 17.7 18.7 16.2 16.1 16 19.6 18.5 13 17.4 21 18.7 18.5 12.4 17.4 15.9 18.5 17.9 11.7 19.5 18,7 18 17.2 18.8 15.2 18.8 18.5 20.3 20.4 14.5 14 17.5 19.6 15.7 16.6 17.1 21.5 18.4 19.2 17.1 17.6 16.7 19.3 18.1 17.2 12.7 17.3 18.3

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

14.8 21.2 23.1 23.1 15 19.4 21.8 21 18.6 18.7 22.1 22.2 16.1 20.6 24.3 21.4 21.8 15.4 18.7 18.7 21.9 19.4 14.6 24.1 20.3 20.3 19.5 20.9 17.1 20.9 23.2 23 24.2 17.1 16.2 19.7 21.7 17.5 19.2 19.7 25.7 20.4 22.4 19.7 20.2 18.4 21 20.6 19.9 15.5 22.2 21.8

16.6 25.1 24.8 24.6 15.2 22.3 24.6 22.7 20.3 21.5 25.1 23.8 17 21.4 26.7 23.7 25.9 16.2 22 19 24.8 22.7 16.2 25.6 22.1 24.4 22.1 22.6 19.5 23.5 24.5 24.8 25.6 18.9 17.6 21.8 22.5 20.4 21.4 22.8 26.5 22.6 24.3 21.8 22.5 20.6 24.4 22.8 22.6 16.7 21.6 24.2

18.1 26.7 25.8 25.3 16.8 26.3 25.9 24.2 21.6 23 28.1 25.9 18.4 23.9 26.8 25.3 28.5 17.4 25.6 22.3 26.7 25 16.1 28.7 23.1 26.7 24.2 23.8 20.2 26 26.5 24.8 27.7 20.5 18.3 24.1 24.3 22 23.3 24.6 29.3 25.7 24.9 24.1 23.8 21.8 27.2 23.8 25.1 17.9 23.5 25.1

17.3 23.2 22.5 22.5 14.8 25.3 23.8 20.6 18.1 20.7 25.4 23 15.5 19.5 24.3 23.2 25.1 15.3 22.3 18.5 23.6 23.2 13.6 25.6 20.9 24.1 20.9 21.3 18.4 23.1 23.2 22.6 23.5 18.2 16.6 21.6 21.9 18.9 20.8 22.6 26.6 24.9 23 22.3 20.5 20.7 24.5 20.7 23 15.7 22 23.4

14.3 18.8 18.3 18.5 12.4 18.8 17.9 16.4 14.6 16.7 19.7 18.1 13 16.6 19.1 18.8 19.9 13.9 17.5 14.9 18.8 17.8 12.7 21.2 16.9 19.2 17.2 16.8 15 16.9 19 18.3 18.6 16.2 14.3 17.1 19.8 15.1 16.2 17.5 21.2 18.8 17.9 17.5 16.4 16.9 18.1 16.7 18.3 13.1 17,2 18.3

9.5 12.4 13.6 13.9 9.8 11.2 12.3 12.1 10.8 10.1 12.7 14.2 9.5 13.1 14.2 12.5 12.6 10.9 11.2 11.7 12.9 11.7 10.3 14.5 11.3 11.9 10.4 12.1 9.9 11.4 13.6 14.2 13.9 10.2 9.4 10.9 15.1 11.3 10.7 11.3 16.2 11.4 12.3 11.1 12.3 11 11.9 12 11.2 9.3 11.1 12.1

2

NOVDIC

AÑO

5.5 8.4 9.8 10 5.9 6.9 8.2 8.5 7.2 6.5 8.9 10 5.8 8.6 11 8.7 8.6 6.4 7.2 7.8 9.6 7.8 6.2 9.2 7.2 8.1 7 7.2 6.2 7.5 9.3 10.9 9.8 6 5.6 6.6 12.3 6.8 6.8 7.4 10.8 6.8 8.8 7.6 8.8 7.1 7.6 8.7 6.9 6 6.7 7.4

11.3 16.1 16.8 16.9 10.9 15.1 15.8 15 13.5 13.6 16.6 16.5 11.3 15.3 18.1 15.9 16.7 11.5 14.6 13.9 16.5 15.1 10.9 17.6 14.6 15.9 14.3 15.2 12.5 15.4 16.8 17.2 17.8 12.6 11.6 14.3 17.6 13.3 14 14.8 19.1 15.2 16 14.5 15.1 13.9 15.8 15.3 14.7 11.2 14.5 15.6

4.1 6.4 7.6 8 4.6 5.2 6.2 6.5 5.8 4.5 6.6 7.4 4.5 7.3 8.6 6.5 6.9 5.1 5.5 6.6 7.1 5.6 5 7.5 5.1 6.5 4.8 4.8 4.5 5.9 8 8.7 8.1 4.5 4.3 4.6 10.7 5.5 4.8 5.2 9.3 5.1 6.9 5.6 6.3 5.3 5.6 6.6 4.2 4.6 4.6 5.7

Altitud, latitud y temperatura mínima histórica (la más baja que se haya medido desde el primer año del que se conservan registros de datos).

PROVINCIA

1 ÁLAVA 2 ALBACETE 3 ALICANTE 4 ALMERÍA 5 ASTURIAS 6 ÁVILA 7 BADAJOZ 8 BALEARES 9 BARCELONA 10 BURGOS 11 CÁCERES 12 CÁDIZ 13 CANTABRIA 14 CASTELLON 15 CEUTA 16 CIUDAD REAL 17 CÓRDOBA 18 LA CORUÑA 19 CUENCA 20 GERONA 21 GRANADA 22 GUADALAJARA 23 GUIPÚZCOA 24 HUELVA 25 HUESCA 26 JAÉN 27 LEÓN 28 LÉRIDA 29 LUGO 30 MADRID 31 MLAGA 32 MELILLA 33 MURCIA 34 NAVARRA 35 ORENSE 36 PALENCIA 37 LAS PALMAS 38 PONTEVEDRA 39 LA RIOJA 40 SALAMANCA 41 SANTA CRUZ DE TENERIFE 42 SEGOVIA 43 SEVILLA 44 SORIA 45 TARRAGONA 46 TERUEL 47 TOLEDO 48 VALENCIA 49 VALLADOLID 50 VIZCAYA 51 ZAMORA 52 ZARAGOZA

ALTITUD (m) (de la capital)

542 686 7 65 232 1126 186 28 95 929 459 28 69 27 206 628 128 54 949 95 775 685 181 4 488 586 908 323 465 667 40 47 42 449 139 734 6 19 380 803 37 1002 30 1063 60 915 540 10 694 32 649 200

LATITUD (de la capital)

42.9 39.0 38.4 36.9 43.4 40.7 38.9 39.6 41.4 42.3 39.5 36.5 43.5 40.0 35.9 39.0 37.9 43.4 40.1 42.0 37.2 40.6 43.3 37.3 42.1 37.8 42.6 41.7 43.0 40.4 36.7 35.3 38.0 42.8 42.3 42.0 28.2 42.4 42.5 41.0 28.5 41.0 37.4 41.8 41.1 40.4 39.9 39.5 41.7 43.3 41.5 41.7

3

TEMP. MÍNIMA HISTÓRICA (°C)

-18 -23 -5 -1 -11 -21 -6 -4 -20 -18 -6 -2 -4 -8 -1 -10 -6 -9 -21 -11 -13 -14 -12 -6 -14 -8 -18 -11 -8 -16 -4 -1 -5 -16 -8 -14 +6 -4 -12 -16 . +3 -17 -6 -16 -7 -14 -9 -8 -16 -8 -14 -11

Factor de corrección k para superficies inclinadas. Representa el cociente entre la energía total incidente en un día sobre una superficie orientada hacia el Ecuador e inclinada un determinado ángulo, y otra horizontal. LATITUD = 28° Inclinación ENE 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

1 1.05 1.1 1.14 1.17 1.2 1.22 1.23 1.24 1.23 1.22 1.2 1.18 1.14 1.1 1.06 1 .94 .88

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

1 1.04 1.08 1.11 1.13 1.15 1.15 1.16 1.15 1.14 1.12 1.09 1.05 1.01 .97 .91 .86 .79 .72

1 1.03 1.05, 1.07 1.08 1.08 1.07 1.06 1.04 1.01 .98 .94 .9 .85 .79 .73 .66 .59 .52

1 1.01 1.02 1.02 1.02 1 .98 .96 .92 .89 .84 .79 .73 .67 .61 .54 .47 .39 .32

1 1 1 .99 .97 .95 .92 .88 .84 .79 .73 .68 .61 .55 .48 .4 .33 .25 .17

1 1 .99 .98 .95 .93 .89 .85 .8 .75 .69 .63 .57 .5 .42 .35 .27 .19 .11

1 1 1 .99 .97 .95 .92 .88 .84 .79 .73 .67 .61 .54 .47 .39 .32 .24 .16

1 1.02 1.02 1.03 1.02 1.01 .99 .96 .93 .89 .84 .79 .73 .67 .6 .53 .46 .38 .31

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

1 1.04 1.08 1.11 1.14 1.15 1.16 1.17 1.16 1.15 1.13 1.1 1.07 1.03 .98 .93 .87 .81 .74

1 1.03 1.05 1.07 1.08 1.08 1.08 1.07 1.05 1.02 .99 .95 .91 .86 .8 .74 .68 .61 .54

1 1.02 1.02 1.03 1.02 1.01 .99 .97 .93 .9 .85 .8 .75 .69 .62 .55 .48 .41 .33

1 1 1 .99 .98 .95 .92 .89 .85 .8 .75 .69 .63 .56 .49 .42 .34 .26 .18

1 1 .99 .98 .95 .93 .9 .86 .81 .76 .71 .64 .58 .51 .44 .36 .28 .21 .13

MAR

ABR

MAY

1 1.04 1.07 1.09 1.11 1.12 1.12 1.11 1.1 1.08 1.05 1.02 .98 .93 .88 .82 .76 .69 .62

1 1.02 1.04 1.05 1.05 1.04 1.03 1.01 .98 .95 .91 .86 .81 .75 .69 .63 .56 .48 .41

1 1.01 1.01 1.01 1 .98 .96 .93 .89 .85 .8 .75 .69 .63 .56 .49 .41 .34 .26

SEP

OCT

NOV

DIC

1 1.03 1.06 1.08 1.09 1.09 1.09 1.08 1.06 1.04 1 .96 .92 .86 .81 .74 .67 .6 .53

1 1.05 1.1 1.13 1.16 1.19 1.2 1.21 1.21 1.2 1.18 1.15 1.12 1.08 1.03 .97 .91 .84 .77

1 1.06 1.12 1.17 1.21 1.25 1.27 1.29 1.3 1.3 1.3 1.28 1.26 1.22 1.18 1.14 1.08 1.02 .95

1 1.06 1.12 1.17 1.21 1.24 1.27 1.29 1.3 1.3 1.3 1.28 1.26 1.23 1.19 1.15 1.1 1.04 .98

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

1 1 1 .99 .98 .95 .92 .89 .85 .8 .74 .68 .62 .55 .48 .41 .33 .25 .17

1 1.02 1.03 1.03 1.03 1.01 1 .97 .94 .9 .85 .8 .75 .69 .62 .55 .48 .4 .32

1 1.03 1.06 1.08 1.1 1.1 1.1 1.09 1.07 1.05 1.02 .98 .93 .88 .82 .76 .69 .62 .54

1 1.05 1.1 1.14 1.17 1.2 1.21 1.22 1.22 1.21 1.19 1.17 1.14 1.1 1.05 .99 .93 .87 .79

1 1.07 1.12 1.18 1.22 1.26 1.28 1.3 1.32 1.32 1.31 1.3 1.28 1.24 1.2 1.16 1.1 1.04 .97

1 1.06 1.12 1.17 1.22 1.25 1.28 1.3 1.31 1.32 1.31 1.3 1.28 1.25 1.22 1.17 1.12 1.06 1

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

1 1.01 1.01 1 .98 .96 .94 .9 .86 .81 .76 .7 .64 .58 .51 .43 .36 .28 .2

1 1.01 1.02 1.01 1 .99 .95 .93 .89 .85 .8 .75 .69 .62 .55 .48 .41 .33 .25

1 1.02 1.04 1.05 1.05 1.05 1.03 1.01 .99 .95 .91 .87 .82 .76 .69 .63 .56 .48 .4

1 1.04 1.08 1.11 1.13 1.14 1.14 1.14 1.13 1.11 1.09 1.05 1.01 .96 .91 .85 .78 .71 .64

1 1.06 1.12 1.17 1.21 1.24 1.27 1.28 1.29 1.19 1.28 1.26 1.23 1.2 1.15 1.1 1.04 .98 .91

1 1.08 1.14 1.21 1.26 1.31 1.34 1.37 1.39 1.4 1.41 1.4 1.38 1.36 1.32 1.28 1.23 1.17 1.1

1 1.07 1.14 1.2 1.25 1.3 1.33 1.36 1.38 1.4 1.4 1.39 1.38 1.36 1.32 1.28 1.24 1.18 1.12

LATITUD = 29° Inclinación ENE 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

1 1.05 1.1 1.15 1.18 1.21 1.23 1.24 1.25 1.24 1.23 1.22 1.19 1.16 1.12 1.07 1.02 .96 .9

LATITUD = 34° Inclinación ENE FEB 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

1 1.06 1.12 1.17 1.21 1.25 1.27 1.29 1.31 1.31 1.31 1.3 1.28 1.25 1.21 1.17 1.12 1.06 1

1 1.05 1.1 1.13 1.16 1.19 1.2 1.21 1.21 1.21 1.19 1.17 1.14 1.11 1.06 1.01 .96 .9 .83

4


1 1.06 1.12 1.17 1.22 1.25 1.28 1.31 1.32 1.33 1.32 1.31 1.29 1.27 1.23 1.19 1.14 1.09 1.02

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

1 1.05 1.1 1.14 1.17 1.2 1.21 1.22 1.23 1.22 1.21 1.19 1.16 1.12 1.08 1.03 .98 .92 .85

1 1.04 1.07 1.09 1.11 1.12 1.13 1.12 1.11 1.09 1.07 1.03 .99 .95 .9 .84 .78 .71 .64

1 1.02 1.04 1.05 1.05 1.05 1.04 1.02 .99 .96 .92 .87 .82 .77 .71 .64 .57 .5 .42

1 1.01 1.02 1.02 1.01 .99 .97 .94 .9 .86 .81 .76 .7 .64 .57 .5 .43 .35 .27

1 1.01 1.01 1 .99 .97 .94 .91 .87 .82 .77 .72 .66 .59 .52 .45 .37 .29 .21

1 1.01 1.02 1.02 1.01 .99 .97 .94 .9 .86 .81 .76 .7 .64 .57 .5 .42 .34 .26

1 1.03 1.04 1.05 1.06 1.05 1.04 1.02 1 .97 .93 .88 .83 .77 .71 .64 .57 .5 .42

1 1.04 1.08 1.11 1.13 1.15 1.15 1.15 1.14 1.13 1.1 1.07 1.03 .98 .93 .87 .8 .73 .66

1 1.06 1.12 1.17 1.22 1.25 1.28 1.29 1.3 1.3 1.3 1.28 1.25 1.22 1.18 1.13 1.07 1 .93

1 1.08 1.15 1.21 1.27 1.32 1.36 1.39 1.41 1.42 1.43 1.42 1.41 1.38 1.35 1.31 1.26 1.2 1.13

1 1.07 1.14 1.21 1.26 1.31 1.35 1.38 1.4 1.41 1.42 1.41 1.4 1.38 1.35 1.31 1.26 1.21 1.15

FEB

MAR

ABR

MAY JUN

SEP

OCT

NOV

DIC

1 1.05 1.1 1.14 1.18 1.2 1.22 1.23 1.24 1.23 1.22 1.2 1.17 1.14 1.1 1.05 1 .94 .87

1 1.04 1.07 1.1 1.12 1.13 1.13 1.13 1.12 1.1 1.08 1.05 1.01 .96 .91 .85 .79 .73 .65

1 1.02 1.04 1.05 1.06 1.05 1.04 1.02 1 .97 93 .89 .84 .78 .72 .66 .59 .52 .44

1 1.01 1.02 1.02 1.01 1 .98 .95 .91 .87 .82 .77 .71 .65 .59 .52 .44 .37 .29

FEB

MAR

ABR

1 1.06 1.1 1.15 1.18 1.21 1.23 1.24 1.25 1.25 1.24 1.22 1.19 1.16 1.12 1.07 1.02 .96 .89

1 1.04 1.08 1.1 1.12 1.14 1.14 1.14 1.13 1.11 1.09 1.06 1.02 .98 .93 .87 .81 .74 .67

1 1.03 1.05 1.06 1.06 1.06 1.05 1.03 1.01 .98 .94 .9 0.85 .8 .74 .67 .6 .53 .46


1 1.07 1.13 1.18 1.22 1.26 1.29 1.32 1.33 1.34 1.34 1.33 1.31 1.29 1.25 1.21 1.16 1.11 1.05

1 1.01 1.01 l.01 .99 .98 .95 .92 .88 .84 .78 .73 .67 .6 .53 .46 .39 .31 .23

JUL

AGO

1 1.01 1.02 1.02 1.01 1 .98 .95 .91 .87 .82 .77 .71 .65 .58 .51 .44 .36 .28

1 1.03 1.05 1.06 1.06 1.06 1.05 1.03 1.01 .98 .94 .9 .84 .79 .73 .66 .59 .51 .44

1 1.05 1.08 1.12 1.14 1.16 1.16 1.16 1.16 1.14 1.12 1.08 1.05 1 .95 .89 .82 .75 .68

1 1.07 1.13 1.18 1.22 1.26 1.29 1.31 1.32 1.32 1.31 1.3 1.27 1.24 1.2 1.15 1.09 1.03 .96

1 1.08 1.15 1.22 1.28 1.33 1.37 1.4 1.43 1.44 1.45 1.44 1.43 1.41 1.37 1.33 1.28 1.23 1.16

1 1.08 1.15 1.21 1.27 1.32 1.36 1.39 1.41 1.43 1.44 1.43 1.42 1.4 1.37 1.33 1.29 1.23 1.17

MAY JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

1 1.01 1.02 1.02 1.02 1 .98 .96 .92 .88 .84 .78 .73 .67 .6 .53 .46 .38 .3

1 1.02 1.02 1.02 1.02 1 .98 .96 .92 .88 .84 .78 .73 .66 .6 .53 .45 .38 .3

1 1.03 1.05 1.06 1.07 1.07 1.06 1.04 1.02 .99 .95 .91 .86 .8 .74 .68 .6 .53 .45

1 1.05 1.09 1.12 1.15, 1.16 1.17 1.17 1.17 1.15 1.13 1.1 1.06 1.02 .97 .91 .84 .77 .7

1 1.07 1.13 1.19 1.23 1.27 1.3 1.32 1.34 1.34 1.33 1.32 1.3 1.26 1.22 1.17 1.12 1.05 .98

1 1.08 1.16 1.23 1.29 1.34 1.38 1.42 1.44 1.46 1.47 1.47 1.45 1.43 1.4 1.36 1.31 1.26 1.19

1 1.08 1.15 1.22 1.28 1.33 1.37 1.41 1.43 1.45 1.46 1.45 1.44 1.42 1.4 1.36 1.31 1.26 1.2


1 1.07 1.13 1.18 1.23 1.27 1.3 1.33 1.35 1.35 1.35 1.35 1.33 1.31 1.27 1.23 1.19 1.13 1.07

1 1.01 1.01 1.01 1 .98 .96 .93 .89 .85 .8 .74 .68 .62 .55 .48 .4 .32 .25

5

LATITUD = 38° Inclinación ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

1 1.06 1.11 1.15 1.19 1.22 1.24 1.25 1.26 1.26 1.25 1.23 1.21 1.18 1.14 1.09 1.04 .98 .91

1 1.04 1.08 1.11 1.13 1.14 1.15 1.15 1.14 1.13 1.1 1.07 1.04 .99 .94 .89 .83 .76 .69

1 1.03 1.05 1.06 1.07 1.07 1.06 1.04 1.02 .99 .95 .91 .86 .81 .75 .69 .62 .55 .47

1 1.02 1.02 1.03 1.02 1.01 .99 .96 .93 .89 .85 .8 .74 .68 .61 .54 .47 .4 .32

1 1.01 1.02 1.01 1.01 .99 .97 .94 .9 .86 .81 .75 .69 .63 .56 .49 .42 .34 .26

1 1.02 1.03 1.03 1.02 1.01 .99 .97 .93 .89 .85 .8 .74 .68 .61 .54 .47 .39 .31

1 1.03 1.05 1.07 1.07 1.08 1.07 1.05 1.03 1 .97 .92 .87 .82 .76 .69 .62 .55 .47

1 1.05 1.09 1.13 1.15 1.17 1.18 1.19 1.18 1.17 1.15 1.12 1.08 1.04 .98 .93 .86 .79 .72

1 1.07 1.14 1.19 1.24 1.28 1.31 1.34 1.35 1.36 1.35 1.34 1.32 1.29 1.25 1.2 1.14 1.08 1.01

1 1.08 1.16 1.23 1.3 1.35 1.4 1.43 1.46 1.48 1.49 1.49 1.48 1.46 1.43 1.39 1.34 1.29 1.22

1 1.08 1.16 1.22 1.29 1.34 1.38 1.42 1.45 1.47 1.48 1.48 1.47 1.45 1.42 1.39 1,34 1.29 1.23

Inclinación ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

1 1.06 1.11 1.16 1.2 1.23 1.25 1.27 1.27 1.27 1.26 1.25 1.22 1.19 1.15 1.11 1.06 1 .93

1 1.04 1.08 1.11 1.14 1.15 1.16 1.16 1.15 1.14 1.12 1.09 1.05 1.01 .96 .91 .84 .78 .71

1 1.03 1.05 1.07 1.07 1.07 1.07 1.05 1.03 1 .97 .93 88 .83 .77 .7 .64 .56 .49

1 1.02 1.03 1.03 1.03 1.02 1 .97 .94 .9 .86 .81 .75 .69 .63 .56 .49 .41 .33

1 1.01 1.02 1.02 1.01 1 .97 .94 .91 .87 .82 .77 .71 .65 .58 .51 .43 .35 .28

1 1.02 1.03 1.03 1.03 1.02 1 .98 .94 .9 .86 .81 .75 .69 .63 .56 .48 .41 .33

1 1.03 1.06 1.07 1.08 1.08 1.08 1.06 1.04 1.01 .98 .94 .89 .83 .77 .71 .64 .56 .49

1 1.05 1.1 1.13 1.11 1.18 1.19 1.2 1.19 1.18 1.16 1.13 1.1 1.05 1 .95 .88 .81 .74

1 1.07 1.14 1.2 1.25 1.29 1.33 1.35 1.37 1.37 1.37 1.36 1.34 1.31 1.27 1.23 1.17 1.11 1.04

1 1.09 1.17 1.24 1.31 1.36 1.41 1.45 1.48 1.5 1.51 1.51 1.51 1.49 1.46 1.42 1.37 1.32 1.25

1 1.08 1.16 1.23 1.29 1.35 1.4 1.43 1.46 1.48 1.5 1.5 1.49 1.47 1.45 1.41 1.37 1.32 1.26

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

1 1.06 1.11 1.16 1.2 1.23 1.26 1.28 1.29 1.29 1.28 1.27 1.24 1.21 1.17 1.13 1.08 1.02 .95

1 1.05 1.08 1.12 1.14 1.16 1.17 1.17 1.16 1.15 1.13 1.1 1.07 1.03 .98 .92 .86 .8 .73

1 1.03 1.05 1.07 1.08 1.08 1.07 1.06 1.04 1.01 .98 .94 .89 .84 .78 .72 .65 .58 .5

1 1.02 1.03 1.03 1.03 1.02 1.01 .98 .95 .91 .87 .82 .77 .71 .64 .57 .5 .43 .35

1 1.01 1.02 1.02 1.02 1 .98 .95 .92 .88 .83 .78 .72 .66 .59 .52 .45 .37 .29

1 1.02 1.03 1.04 1.03 1.02 1.01 .98 .95 .92 .87 .82 .77 .71 .64 .57 .5 .42 .34

1 1.03 1.06 1.08 1.09 1.09 1.09 1.07 1.05 1.03 .99 .95 .9 .85 .79 .73 .66 .58 .5

1 1.05 1.1 1.14 1.17 1.19 1.2 1.21 1.21 1.2 1.18 1.11 1.12 1.07 1.02 .97 .9 .84 .76

1 1.08 1.14 1.21 1.26 1.3 1.34 1.37 1.39 1.39 1.39 1.38 1.36 1.34 1.3 1.25 1.2 1.14 1.07

1 1.09 1.17 1.25 1.32 1.38 1.43 1.47 1.5 1.52 1.54 1.54 1.53 1.51 1.49 1.45 1.41 1.35 1.29

1 1.09 1.16 1.24 1.3 1.36 1.41 1.45 1.48 1.5 1.52 1.52 1.51 1.5 1.47 1.44 1.4 1.35 1.29

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

1 1.07 1.13 1.19 1.24 1.28 1.31 1.34 1.36 1.37 1.37 1.36 1.35 1.33 1.29 1.25 1.21 1.15 1.09

LATITUD = 39°

1 1.07 1.14 1.19 1.25 1.29 1.33 1.35 1.37 1.38 1.39 1.38 1.37 1.35 1.32 1.28 1.23 1.18 1.12


1 1.07 1.14 1.2 1.25 1.3 1.34 1.37 l.39 1.4 1.41 1.4 1.39 1.37 1.34 1.3 1.25 1.2 1.14

6


1 1.07 1.14 1.21 1.26 1.31 1.35 1.38 1.4 1.42 1.42 1.42 1.41 1.39 1.36 1.32 1.28 1.23 1.17

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

1 1.06 1.12 1.17 1.21 1.24 1.27 1.29 1.3 1.3 1.3 1.28 1.26 1.23 1.19 1.15 1.1 1.04 .98

1 1.05 1.09 1.12 1.15 1.17 1.18 1.18 1.18 1.16 1.14 1.12 1.08 1.04 .99 .94 .88 .82 .74

1 1.03 1.06 1.07 1.08 1.09 1.08 1.07 1.05 1.03 .99 .95 91 .85 .8 .73 . 67 .6 .52

1 1.02 1.03 1.04 1.04 1.03 1.01 .99 .95 .93 .88 .83 .78 .72 .66 .59 .52 .44 .36

1 1.02 1.02 1.03 1.02 1.01 .99 .96 .93 .89 .84 .79 .73 .67 .61 .54 .46 .39 .31

1 1.02 1.03 1.04 1.04 1.03 1.02 .99 .% .93 .88 .84 .78 .72 .66 .59 .52 .44 .36

1 1.03 1.06 1.08 1.09 1.1 1.09 1.08 1.06 1.04 1.01 .97 .92 .87 .81 .74 .67 .6 .52

1 1.05 1.1 1.14 1.17 1.2 1.21 1.22 1.22 1.21 1.19 1.17 1.14 1.09 1.04 .99 .93 .86 .78

1 1.08 1.15 1.21 1.27 1.32 1.35 1.38 1.4 1.41 1.41 1.41 1.39 1.36 1.32 1.28 1.23 1.16 1.09

1 1.09 1.18 1.26 1.33 1.39 1.44 1.49 1.52 1.55 1.56 1.57 1.56 1.54 1.52 1.48 1.44 1.38 1.32

1 1.09 1.17 1.24 1.31 1.37 1.42 1.47 1.5 1.52 1.54 1.54 1.54 1.53 1.5 1.47 1.43 1.38 1.32

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

1 1.06 1.12 1.17 1.21 1.25 1.28 1.3 1.31 1.32 1.31 1.3 1.28 1.25 1.21 1.17 1.12 1.06 1

1 1.05 1.09 1.13 1.15 1.17 1.19 1.19 1.19 1.18 1.16 1.13 1.1 1.06 1.01 .96 .9 .83 .76

1 1.03 1.06 1.08 1.09 1.09 1.09 1.08 1.06 1.04 1 .97 .92 .87 .81 .75 .68 .61 .54

1 1.02 1.04 1.04 1.04 1.04 1.02 1 .97 .94 .89 .85 .79 .74 .67 .6 .53 .46 .38

1 1.02 1.03 1.03 1.03 1.01 1 .97 .94 .9 .86 .8 .75 .69 .62 .55 .48 .4 .32

1 1.02 1.04 1.04 1.05 1.04 1.02 1 .97 .94 .9 .85 .8 .74 .67 .6 .53 .46 .38

1 1.04 1.06 1.09 1.1 1.1 1.1 1.09 1.08 1.05 1.02 .98 .93 .88 .82 .76 .69 .62 .54

1 1.06 1.11 1.15 1.18 1.21 1.23 1.23 1.24 1.23 1.21 1.19 1.15 1.11 1.07 1.01 .95 .88 .81

1 1.08 1.15 1.22 1.28 1.33 1.37 1.4 1.42 1.43 1.44 1.43 1.41 1.39 1.35 1.31 1.25 1.19 1.12

1 1.09 1.18 1.26 1.34 1.4 1.46 1.51 1.54 1.57 1.59 1.59 1.59 1.57 1.55 1.52 1.47 1.42 1.36

1 1.09 1.17 1.25 1.32 1.38 1.44 1.48 1.52 1.54 1.56 1.57 1.57 1.55 1.53 1.5 1.46 1.41 1.35

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

1 1.07 1.12 1.18 1.22 1.26 1.29 1.31 1.33 1.33 1.33 1.32 1.3 1.27 1.23 1.19 1.14 1.08 1.02

1 1.05 1.09 1.13 1.16 1.18 1.2 1.2 1.2 1.19 1.17 1.15 1.12 1.08 1.03 .98 .92 .85 .78

1 1.03 1.06 1.08 1.09 1.1 1.1 1.09 1.07 1.05 1.02 .98 .94 .89 .83 .77 .7 .63 .56

1 1.02 1.04 1.05 1.05 1.04 1.03 1.01 .98 .95 .91 .86 .81 .75 .69 .62 .55 .47 .4

1 1.02 1.03 1.03 1.03 1.02 1 .98 .95 .91 .87 .82 .76 .7 .64 .57 .49 .42 .34

1 1.02 1.04 1.05 1.05 1.04 1.03 1.01 .98 .95 .91 .86 .81 .75 .69 .62 .55 .47 .39

1 1.04 1.07 1.09 1.1 1.11 1.11 1.1 1.09 1.06 1.03 1 .95 .9 .84 .78 .71 .64 .56

1 1.06 1.11 1.15 1.19 1.22 1.24 1.25 1.25 1.24 1.23 1.21 1.17 1.13 1.09 1.03 .97 .9 .83

1 1.08 1.16 1.23 1.29 1.34 1.38 1.42 1.44 1.45 1.46 1.45 1.44 1.41 1.38 1.34 1.28 1.22 1.16

1 1.1 1.19 1.27 1.35 1.42 1.48 1.52 1.56 1.59 1.61 1.62 1.62 1.61 1.58 1.55 1.51 1.45 1.39

1 1.09 1.18 1.26 1.33 1.4 1.45 1.5 1.54 1.57 1.58 1.59 1.59 1.58 1.56 1.53 1.49 1.44 1.38


1 1.08 1.15 1.21 1.27 1.32 1.36 1.39 1.42 1.43 1.44 1.44 1.43 1.41 1.38 1.35 1.3. 1.25 1.19


1 1.08 1.15 1.22 1.28 1.33 1.37 1.41 1.43 1.45 1.46 1.46 1 ..45 1.43 1.41 1.37 1.33 1.28 1.22

7

LATITUD = 44° Inclinación ENE 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

55 60 65 70 75 80 85

90

1 1.08 1.16 1.22 1.28 1.34 1.38 1.42 1.45 1.47 1.48 1.48 1.47 1.46 1.43 1.4 1.36 1.31 1.25

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

1 1.07 1.13 1.18 1.23 1.27 1.3 1.32 1.34 1.35 1.34 1.33 1.32 1.29 1.26 1.21 1.16 1.11 1.04

1 1.05 1.1 1.13 1.17 1.19 1.2 1.21 1.21 1.2 1.19 1.16 1.13 1.09 1.05 1 .94 .87 .8

1 1.04 1.06 1.09 1.1 1.11 1.11 1.1 1.08 1.06 1.03 .99 .95 .9 .85 .78 .72 .65 .57

1 1.02 1.04 1.05 1.05 1.05 1.04 1.02 .99 .96 .92 .87 .82 .76 .7 .64 .56 .49 .41

1 1.02 1.03 1.04 1.04 1.03 1.01 .99 .96 .92 .88 .83 .78 .72 .65 .58 .51 .43 .35

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

1 1.07 1.13 1.19 1.24 1.28 1.31 1.34 1.35 1.36 1.36 1.35 1.34 1.31 1.28 1.24 1.19 1.13 1.07

1 1.05 1.1 1.14 1.17 1.2 1.21 1.22 1.22 1.22 1.2 1.18 1.15 1.11 1.07 1.02 .96 .89 .82

1 1.04 1.07 1.09 1.11 1.11 1.12 1.11 1.09 1.07 1.04 1.01 .97 .92 .86 .8 .74 .66 .59

1 1.03 1.04 1.05 1.06 1.06 1.04 1.03 1 .97 .93 .89 .84 .78 .72 .65 .58 .51 .43

1 1.02 1.04 1.04 1.04 1.03 1.02 1 .9 7 .93 .89 .84 .79 .73 .67 .6 .53 .45 .37

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV DIC

1 1.04 1.07 1.09 1.11 1.12 1.12 1.11 1.1 1.08 1.05 1.01 .97 .92 .86 .8 .73 .66 .58

1 1.06 1.11 1.16 1.2 1.23 1.25 1.26 1.26 1.26 1.25 1.22 1.19 1.16 1.11 1.06 .99 .93 .85

1 1.09 1.16 1.23 1.3 1.35 1.4 1.43 1.46 1.48 1.48 1.48 1.47 1.44 1.41 1.37 1.32 1.26 1.19

1 1.1 1.19 1.28 1.36 1.43 1.49 1.54 1.59 1.62 1.64 1.65 1.65 1.64 1.62 1.59 1.54 1.49 1.43

1 1.1 1.18 1.27 1.34 1.41 1.47 1.52 1.56 1.59 1.61 1.62 1.62 1.61 1.59 1.56 1.52 1.48 1.42

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

1 1.03 1.05 1.06 1.06 1.06 1.05 1.03 1.01 .97 .94 .89 .84 .78 .72 .65 .58 .51 .43

1 1.04 1.07 1.1 1.12 1.13 1.13 1.12 1.11 1.09 1.06 1.03 .98 .93 .88 .82 .75 .67 .6

1 1.06 1.12 1.17 1.21 1.24 1.26 1.27 1.28 1.28 1.26 1.24 1.21 1.18 1.13 1.08 1.02 .95 .88

1 1.09 1.17 1.24 1.31 1.36 1.41 1.45 1.48 1.5 1.51 1.5 1.49 1.47 1.44 1.4 1.35 1.29 1.22

1 1.1 1.2 1.29 1.37 1.45 1.51 1.56 1.61 1.64 1.67 1.68 1.68 1.67 1.65 1.62 1.58 1.53 1.47

1 1.02 1.04 1.05 1.06 1.05 1.04 1.02 1 .96 .92 .88 .82 .77 .7 .64 .56 .49 .41


1 1.08 1.16 1.23 1.29 1.35 1.4 1.43 1.46 1.49 1.5 1.5 1.5 1.48 1.46 1.43 1.38 1.33 1.28

8

1 1.1 1.19 1.27 1.35 1.42 1.48 1.53 1.58 1.61 1.63 1.65 1.65 1.64 1.62 1.6 1.56 1.51 1.45


2010

ANEXO 3: FICHA TÉCNICA PANEL FOLTOVOLTAICO

94

MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ISF-225 / 230 / 235 Módulos solares monocristalinos

Módulos fabricados con los máximos estándares de calidad Células ultrafinas de alto rendimiento Generando energía desde 1981 Solidez y fiabilidad Homologado y certificado por TÜV CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS

0 1

TIPO DE CÉLULA

Silicio monocristalino, texturada, con capa antirreflexiva, tamaño 156 x 156 mm

CONTACTOS

Redundantes, múltiples, en cada célula

Nº DE CÉLULAS POR MÓDULO

60 células en serie

ESTRUCTURA

1) Vidrio templado y microestructurado de alta transmisividad 2) Células laminadas en EVA (etilen-vinil acetato) 3) Capa posterior de Tedlar / Poliéster de varias capas

MARCO

Aluminio anodizado

TOMA DE TIERRA

Sí

TALADRO ANTIRROBO

Sí

INTERCONEXIÓN

PCB

CAJAS DE CONEXIÓN

1 caja IP 65 con diodos de bypass

CABLES

1 m (+); 1 m (-); 4 mm 2

Multicontact MC4 o compatibles

Para conocer más detalles, por favor, visite isofoton.com

VALORES CARACTERÍSTICOS PARA LA INTEGRACIÓN DEL SISTEMA TENSIÓN MÁXIMA PERMISIBLE EN SISTEMA

1.000 V

SOBRECARGA EN CORRIENTE INVERSA

2 h de sobrecarga al 135% del valor máximo de protección

MÁXIMA CARGA FÍSICA ADMISIBLE

5.400 Pa

CONDICIONES DE OPERACIÓN

- 40 ºC a 85 ºC

RESISTENCIA AL IMPACTO

Granizo de 25 mm, desde 1 m de distancia a 23 m/s

CARACTERÍSTICAS GENERALES

Edición Junio ‘10

DIMENSIONES

1.667 x 994 x 45 mm

PESO

19 kg

CONDICIONESDEEMBALAJE

20 módulos por palet

TAMAÑO CAJA EMBALAJE

1.725 x 1.055 x 1.245 mm (materiales reciclables)

LISTADO DE CERTIFICACIONES: CE, IEC 61215 (TÜV), IEC 61730 aplicación Clase A (TÜV)

COMPORTAMIENTO BAJO CONDICIONES ESTÁNDARES DE PRUEBA

ISF-225

ISF-230 ISF-235

POTENCIA ELÉCTRICA MÁXIMA -Pmax- (W)

225

230

235

TENSIÓN EN CIRCUITO ABIERTO -Voc- (V)

36,4

36,6

36,8

TENSIÓN EN EL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA-Vmpp- (V)

29,4

29,7

30,0

CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO -Isc- (A)

8,33

8,36

8,42

CORRIENTE EN EL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA -I mpp- (A)

7,65

7,75

7,84

EFICIENCIA (%)

13,6

13,9

14,2

3%

3%

3%

TOLERANCIA DE POTENCIA (% Pmax)

Medidas en simuladores solares Clase A, según IEC-60904-9 Ed.2, certificados por TÜV Rheinland

CENTRO DE INVESTIGACIÓN Y PRODUCCIÓN:

Parque Tecnológico Andalucía (PTA) C/ Severo Ochoa, 50 29590 Málaga (España) Tel.: +34 951 23 35 00 Fax: +34 951 23 32 10 [email protected] OFICINA CENTRAL:

C/ Montalbán,9 28014 Madrid (España) Tel.: +34 91 414 78 00 Fax: +34 91 414 79 00 [email protected] isofoton.com

COMPORTAMIENTO A 800 W/m2, TONC, AM 1,5

ISF-225

POTENCIA ELÉCTRICA MÁXIMA -Pmax- (W)

161

163

167

TENSIÓN EN CIRCUITO ABIERTO -Voc- (V)

32,9

33,1

33,3

TENSIÓN EN EL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA-Vmpp- (V)

26,1

26,4

26,6

CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO -Isc- (A)

6,71

6,73

6,78

CORRIENTE EN EL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA -I mpp- (A)

6,16

6,24

6,31

3%

3%

3%

TOLERANCIA DE POTENCIA (% Pmax)

Reducción del rendimie nto desde 1000 W/m a 200 W/m a temperatura de 25ºC , según norma 60904-1: 5%(+/-3%) 2

2

VARIACIÓN I-V DEL ISF-230 EN FUNCIÓN DE LA TEMPERATURA DE LA CÉLULA PARÁMETROS DE TEMPERATURA

9

8

TONC

47ºC + / - 2ºC

CCT Isc

0,0294 %/ K

CCT Voc

-0,387 %/ K

CCT Pmax

-0,48 %/ K

7

6 ) A ( e 5 t n e i r 4 r o C

15ºC 25ºC 35ºC

3

45ºC 55ºC

2

1

0 0

5

10

15

20

25

Voltaje (V)

OBSERVACIONES: ISOFOTÓN S.A. se reserva el derecho de cambiar las especificaciones sin previo aviso. Esta hoja técnica comercial satisface las exigencias de la norma EN 50380

Edición Junio ‘10

ISF-230 ISF-235

DIMENSIONES

30

35

40

45


ANEXO 4: FICHA TÉCNICA INVERSOR

95

2010

Power 50 / 60 / 70 / 80 / 90 / 100

Su diseño orientado a facilitar el mantenimiento, su alta eficiencia a temperaturas elevadas, así como su completo equipamiento de protecciones eléctricas incluidas de serie, hacen que esta familia de inversores sea una de las más demandadas de la gama de inversores Ingecon ® Sun. Estos inversores Ingecon ® Sun Power están diseñados tanto para instalaciones en cubierta de medianas y grandes potencias como para instalaciones multimegavatio en suelo. Esta familia de inversores está equipada con un avanzado sistema de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) para extraer la máxima energía del campo fotovoltaico. No necesitan elementos adicionales y permiten su desconexión manual de la red. Cada inversor lleva incorporado un datalogger interno para almacenamiento de datos hasta 3 meses al que se puede acceder desde un PC remoto y también in situ desde el frontal del inversor a través de un teclado. Asimismo este frontal dispone de LEDs indicadores de estado y alarmas y pantalla LCD. Los Ingecon ® Sun Power han sido diseñados con componentes que ofrecen una vida útil de más de 20 años. Tienen una garantía estándar de 5 años, ampliable hasta 25 años.

Protecciones

Accesorios opcionales

Los inversores Ingecon ® Sun Power llevan integradas las siguientes protecciones eléctricas:

Comunicación entre inversores mediante RS-485, fibra óptica, inalámbrica o Ethernet.

Aislamiento galvánico entre la parte de DC y AC.

Comunicación remota GSM/GPRS mediante módem.

Polarizaciones inversas.

Software Ingecon ® Sun Manager para visualización de parámetros y registro de datos.

Cortocircuitos y sobrecargas en la salida.

Visualización de datos a través de Internet. IngeRAS™ PV.

Fallos de aislamiento. Anti-isla con desconexión automática.

Tarjeta de entradas analógicas para la medición de variables meteorológicas.

Seccionador en carga DC.

Monitorización de las corrientes de string del campo fotovoltaico. Ingecon ® Sun String Control.

Fusibles DC. Seccionador- magnetotérmico AC.

Kit de puesta a tierra para los módulos FV que lo requieran.

Descargadores de sobretensiones DC. Descargadores de sobretensiones AC.

Rendimiento

Dimensiones y peso (mm)

Ingecon®Sun 100 Vdc=450V 100,00

Ingecon®Sun 70/80: 1.026 kg.

98,00 ) % ( o t n e i m i d n e R

Ingecon®Sun 50/60: 900 kg. Ingecon®Sun 90/100: 1.162 kg.

96,00

0 1 7 . 1

94,00 92,00 90,00 88,00 86,00 84,00 82,00 10000

20000

30000

40000

50000 60000

Potencia (kW)

32

70000 80000 90000 100000 110000

1 . 0 0 0

0 8 2

Características técnicas Ingecon®Sun

Ingecon®Sun

Ingecon®Sun

Ingecon®Sun

Ingecon®Sun

Ingecon®Sun

50

60

70

80

90

100

Rango pot. campo FV recomendado

57 - 65 kWp

69 - 78 kWp

80 - 91 kWp

92 - 104 kWp

103 - 117 kWp

115 - 130 kWp

Rango de tensión MPP

405 - 750 V

405 - 750 V

405 - 750 V

405 - 750 V

405 - 750 V

405 - 750 V

Modelo Valores de Entrada (DC) (1)

Tensión máxima DC

(2)

900 V

900 V

900 V

900 V

900 V

900 V

143 A

172 A

200 A

229 A

257 A

286 A

Nº entradas DC

4

4

4

4

4

4

MPPT

1

1

1

1

1

1

(3)

50 kW

60 kW

70 kW

80 kW

90 kW

100 kW

(4)

Corriente máxima DC

Valores de Salida (AC) Potencia nominal AC modo HT

Potencia nominal AC modo HP

55 kW

66 kW

77 kW

88 kW

99 kW

110 kW

Corriente máxima AC

93 A

118 A

131 A

156 A

161 A

161 A

Tensión nominal AC

400 V

400 V

400 V

400 V

400 V

400 V

50 / 60 Hz

50 / 60 Hz

50 / 60 Hz

50 / 60 Hz

50 / 60 Hz

50 / 60 Hz

1

1

1

1

1

1

< 3%

< 3%

< 3%

< 3%

< 3%

< 3%

Eficiencia máxima

96,3%

96,40%

97,20%

97,50%

96,90%

96,80%

Euroeficiencia

94,30%

94,70%

96,10%

96,20%

95,80%

95,70%

30 W

30 W

30 W

30 W

30 W

30 W 1W

Frecuencia nominal AC Coseno Phi(5) (5)

THD

Rendimiento

Datos Generales Consumo energía standby Consumo energía nocturno Temperatura funcionamiento Humedad relativa Grado de protección

1W

1W

1W

1W

1W

-10ºC a +65°C

-10ºC a +65°C

-10ºC a +65°C

-10ºC a +65°C

-10ºC a +65°C

-10ºC a +65°C

0 - 95%

0 - 95%

0 - 95%

0 - 95%

0 - 95%

0 - 95%

IP 20

IP 20

IP 20

IP 20

IP 20

IP 20

RD 661/2007, EN 50178, Reglamento VDEW BT RTC alle rete BT di Enel Distribuzione CEI 11-20

Referencias normativas

CEI 11-20 V1 CEI 0-16 Marcado CE

Modo HT (high temperature) - Potencias nominales a 45ºC

Notas: (1) Dependiendo del tipo de instalación y de la ubicación geográfica (2) No superar en ningún caso. Considerar el aumento

Modo HP (high power) - Potencias nominales a 40ºC

de tensión de los paneles 'Voc' a bajas temperaturas (4)

Hasta 40ºC ambiente, Pmax = Pnom

(5)

(3)

Hasta 45ºC ambiente, Pmax=110% Pnom para transitorios no permanentes

Para PAC > 25% de l a potencia nominal

Ingecon ® Sun Power

Inversor a c i a t l o v o t o f a d a r t n E

Transformador

d e r

+ o r t l i F

-

a n ó i x e n o c a r a p

C A a d i l a S

33


ANEXO 5: FICHAS TÉCNICAS COMPONENTES ELÉCTRICOS/ELECTRÓNICOS

96

2010

Contadores de energía divisionarios Características técnicas Monofásico medida directa

Monofásico con TI Trifásico med. direc.

Trifásico con TI

Referencias

EC050

EC120

EC310

EC320

Precisión según CEI 1036

Clase I (1 %) 0,02 a 32 A 

Clase II (2 %)

Clase II (2%)

Clase II (2 %)

Intensidad máx.

32 A  directo

T.I. 100 / 5 A

directo 80 A

T.I. 50 a 1500 / 5A

Red

monofásico 230 V  50 Hz

monofásico 230 V  50 / 60 Hz

3 x T.I. / 1 x T.I. 400 V  3F/3 F+N 50/60Hz

Contador

total sin reset

total + parcial con reset

400 V  ( 20%) 3F /3F+N 50/60 Hz total + parcial con reset

Pantalla

999 999,9 digital

Precisión

0,1 kWh

Emisor de impulsos

no

Tarifa

simple

Ancho en ❚ (mód)

1❚

3❚

7❚

4❚

Temperatura de funcionamiento Temperatura de almacenamiento

-10 a +45 °C -25 a +70 °C

-5 a +45 °C -20 a +70 °C

-5 a +45 °C -20 a +70 °C

-5 a +45 °C -20 a +70 °C

Consumo

1 W, 7 VA

Capacidad de conexión

flexible:1 a 4mm rígido:1 a 6 mm2

EC051

total + parcial con reset

100 Wh

2 W, 15 VA

2,5VA, 2W

2 W, 15 VA

flexible:1 a 6 mm flexible:1 a 6 mm 2 rígido:1,5 a 10mm2 rígido:1,5 a 10 mm 2 (pasante: 25) mm

2

2

2

flexible:1 a 6 mm2 rígido:1,5 a 10mm2

Previsión de empleo para el circuito secundario de uno o dos T I - No realizar una toma común sobre las entradas (+) del conductor, - No unir jamás los secundarios de los TI a la toma de tierra.

- La lectura es directa con un mínimo de manipulaciones, - El calibre de la medida en función del transformador de intensidad se efectúa mediante visualización por pantalla LCD (el acceso está protegido). - La utilización de un solo transformador de intensidad en red trifásica equilibrada. - La conexión de un transformador de intensidad es independiente de su polaridad. - Sin problemas en la estabilidad de la red hasta el 20%

.

.

Nota: - Reserva de un espacio de 0,5 ❚ por ambas partes del contador en conexión directa, - Los contadores no son adecuados para una red trifásica de 230 V entre fases, son únicamente para red trifásica 400 V entre fases con o sin neutro.

Emisores de impulsos - 1 impulso 100 Wh (salida relé) - 60 ms +/- 13 ms - Aislamento galvánico simple 2 kV - Umáx = 100 Vdc Imáx = 0,3 Adc - Nº de maniobras = 108 (10 Vdc 10 mA)

D

E

-

+

Re Ue

Esquemas de conexión monofásica

Esquemas de conexión trifásica

EC050, EC051

EC120

EC310

T.I. 100 / 5 A

N

EC051 únicamente

F

100A

Bornes +

1

3

3

7

9

S1

S2

K

I

N

L

1

EC 051 h W k

-

N

L1

L2

L3

L1

L2

L3

2 tornillos

EC 120 kWh tot

F N

F N

part

5 A 230 V 

t1

t2

tarif 1/2

6

res

100 Wh

8 10

N

Bornes

11/12

Carga a medir

100 Wh

Esquema de conexión EC310 8.100

Contadores de energía divisionarios Contador en red 230/400 V con neutro - EC320



equilibrado

Contador en red trifásico 230/400 V con neutro - EC320

F1



desequilibrado

F1 +

F2

-

F2

F3

F3 N

N

+

-

1 3 5 7 9 11

1 3

EC 320

EC 320

2 4 6 8

4 6 8

12 14

N F1 F2 F3

N F1 F2 F3

100 Wh

100 Wh

Nota:

12 14

estos contadores no son adecuados para una red trifásica 230 V entre fases (con o sin neutro).

Contador con red trifásica 230/400 V  asociada con un amperímetro y su conmutador de fase

Contador en red bifásica 400 V  EC320

Contador con red trifásica 400 V  desequilibrada sin neutro - EC320

F1

1

F1

F2

2

F2

F3

+

N

+

F3

-

+

-

-

1 3 5 7 EC 320 1 3 5 7 9 11 EC 320

4 6 1 3 5 7 9 11 EC 32X

1 3 5 SK 603

2 4 6 8

SM ...

0

0

L1

L3

2 4 6 8 10

12 14

50

F1 F2

A

100 Wh

L2

2 4 6 8

12 14

7 9

F1 F2 F3 100 Wh

2 4

N F1 F2 F3

Nota:

estos contadores no son adecuados para una red trifásica 230 V entre fases (con o sin neutro).

a c i n c é t a í u G

8.101

componentes para instalaciones fotovoltaicas

interruptores-seccionadores de potencia

Los interruptores-seccionadores de la serie 55DC aseguran el corte en carga y el seccionamiento de seguridad de los circuitos eléctricos de potencia en aplicaciones fotovoltaicas.

Conforme a las normas 

IEC 60947-3



EN 60947-3



Corte plenamente aparente.



VDE 0660-107 (1992)



Alta resistencia térmica y



IEC 60364-4-410 (Protección para garantizar la seguridad frente a los choques eléctricos).



IEC 60364-7-712 (Norma aplicable a las instalaciones fotovoltaicas).



10

www.gave.com

Características generales

DIN VDE 0126

dinámica. 

Categorías de empleo DC-22.

Conexionado

Características técnicas y modelos

4 polos inferior/inferior

+

Categoria de empleo DC-22 referencia

polos

220 V

400 V

600 V

800 V

55DC4014

4

125A

125 A

80 A

63 A

55DC4026

4

250 A

250 A

125 A

125 A

55DC4032

4

315 A

315 A

250 A

250 A

Carga

4 polos superior/inferior

-

+

Carga

Dimensiones

Exteriores

Cubrebornes

Caja

calibre (A)

C

D mín.

AC

AD

F 3p

F 4p

G

H

J1 3p

J1 4p

J2

K

125

120

125

235

50

140

170

93

65

45

75

75

31,5

250

130

135

280

60

180

230

108

75

55

105

105

34

115

315

160

165

401

89

230

290

170

110

75

135

135

55

115

Fijaciones

BC

80

Conexión

calibre (A)

M 3p

M 4p

N

R

T

U

U1

V

W

X1 3p

X1 4p

X2

Y

Z

AA

BA

CA

125

120

150

65

5,5

36

20

20,5

25

9

28

22

20

3,5

20,5

135

115

10

250

160

210

80

5,5

50

25

20,5

30

11

33

33

27

3,5

22,5

160

130

15

315

210

270

140

7

65

32

45,5

37,5

11

42,5

37,5

37,5

5

36

235

205

15

material eléctrico de distribución

11

Accesorios Relés diferenciales

4 0 0 0 F 1 7 1 0 1 2 C D S 1

4 0 0 0 F 4 2 3 0 1 2 C D S 1

Los relés diferenciales están do- Otra característica especial es el tados con: tipo de conexión de los cables – un solenoide de apertura que que se efectúa directamente en se debe instalar en la zona del el interruptor, una vez montado tercer polo, con un contacto el relé diferencial, garantizando auxiliar de señalización de la simplificación y racionalización actuación del relé diferencial de las operaciones de instala– marco especial. ción. Se encuentra disponible, bajo Los relés diferenciales con Tmax demanda, el accesorio de fija- T2 y T3 montan en la parte infeción a perfil DIN 50022. rior exclusivamente terminales La configuración prevé la intro- anteriores para cables de cobre ducción del interruptor en la es- (FC Cu); por esta razón, cuando tructura del correspondiente relé de solicita el relé diferencial, en diferencial para acceder a las el pedido también se suministra regulaciones en el lado izquier- siempre el medio kit de terminado del interruptor mientras el les FC Cu (consultar la sección toroidal se encuentra en la posi- de códigos en la página 7/36). ción inferior. Para Tmax T1 tetrapolar, es po-

sible montar en la parte inferior el kit de terminales posteriores en pletina horizontales (HR para RC221/RC222). Siempre para T1 tetrapolar se encuentra disponible una versión de relés diferenciales RC222 para la instalación en módulos de 200 mm. Este relé mantiene las mismas características técnicas que el RC222 para T1, T2 y T3 pero, gracias a la reducción de la altura, se puede instalar en módulos de 200 mm. Además, en el caso de montaje colateral de dos o más unidades, su forma particular permite reducir las dimensiones totales.

3

Relé diferencial RC222 para T4 y T5

4 0 0 0 F 3 1 2 0 1 2 C D S 1

4 0 0 0 F 4 1 2 0 1 2 C D S 1

3 /30

Con T4 y T5, en versión tetrapolar, es posible utilizar un relé diferencial RC222 en posición inferior. Este relé diferencial RC222, en ejecución fija, se puede transformar fácilmente en enchufable mediante el kit correspondiente de transformación. El relé RC222 se ha realizado con tecnología electrónica y actúa directamente en el interruptor mediante un solenoide de apertura, suministrado con el relé diferencial, que se debe alo jar en el hueco situado en la zona del polo de la izquierda. No necesita alimentación auxiliar ya que se alimenta directamente de la red y su funcionamiento se garantiza incluso con una sola fase más neutro o sólo dos fases en tensión y en pre-

sencia de corrientes unidireccionales pulsantes con componentes continuas. Se permiten todas las combinaciones posibles de conexión, siempre y cuando el neutro sea el primer polo de la izquierda. El relé diferencial RC222 se puede alimentar indiferentemente desde abajo o desde arriba. Es posible controlar constantemente las condiciones de funcionamiento del relé diferencial mediante el pulsador de prueba del circuito electrónico e indicador magnético de actuación diferencial. Se encuentra disponible un dispositivo de desconexión de la alimentación durante la fase de realización de las pruebas de aislamiento. El interruptor con relé diferencial

se puede dotar con los accesorios eléctricos que se encuentran disponibles, normalmente, para el interruptor. Los relés de apertura o de mínima tensión se alo jan en el hueco situado en la zona del polo del neutro. El relé diferencial está dotado con: – un solenoide de apertura que se debe instalar en la zona del tercer polo, con un contacto auxiliar de señalización de actuación del relé diferencial – marco especial. El relé se suministra con terminales anteriores estándar, pero es posible combinar también todos los terminales disponibles para el interruptor correspondiente.

ABB SACE

RC221 T1-T2-T3

Tamaños Tipo

forma en “L”

forma en “L”

Bajo interruptor

con microprocesador

con microprocesador

solenoide

solenoide

solenoide

[V]

85…500

85…500

85…500

[Hz]

45…66

45…66

45…66

s

s

s

Acción Tensión primaria d e funcionamiento Frecuencia de funcionamiento Autoalimentación Campo de funcionamiento de la prueba

T4 y T5

con microprocesador

Tecnología (1)

RC222 T1-T2-T3

(1)

85…500

85…500

85…500

Corriente asignada de servicio

[A]

hasta 250 A

hasta 250 A

hasta 630 A

Umbrales de actuación regulables

[A]

0,03 - 0,1 - 0,3 0,5 - 1 - 3

0,03 - 0,05 - 0,1 - 0,3 0,5 - 1 - 3 - 5 - 10

0,03 - 0,05 - 0,1 0,3 - 0,5 - 1 - 3 - 5 - 10

Tiempos de actuación regulables

[s]

instantáneo

instantáneo - 0,1 - 0,2 0,3 - 0,5 - 1 - 2 - 3

instantáneo - 0,1 - 0,2 0,3 - 0,5 - 1 - 2 - 3

Tolerancia en los tiempos de actuación

±

Señalización local de actuación

s

SA con contacto de dos conmutación para la señalización de actuación

s

20% s

±

20% s

s

s

Entrada para la apertura a distancia

s

s

Contacto NA para la señalización de prealarma

s

s

Contacto NA para la señalización de alarma

s

s

Indicación de prealarma del 25% I ∆n (tolerancia ± 3%)

s

s

Indicación temporización de alarma

s

s

Puesta a cero automática del diferencial

s

s

s

Tipo A para corriente alterna pulsante, AC para corriente alterna

s

s

s

Dispositivo de disparo a distancia

s

s

Tipo selectivo

s

s

s

s

s s

Tecla para prueba de aislamiento Alimentación desde arriba y desde abajo

s

s

Montaje con interruptores tripolares

s

s

Montaje con interruptores tetrapolares

s

s

Kit de conversión del interruptor con diferencial de fijo a enchufable (1)

3

s s

Funcionamiento hasta 50 V Fase - Neutro

Relé diferencial RC223 (de tipo B)

4 0 0 0 F 5 2 3 0 1 2 C D S 1

ABB SACE

ABB SACE está desarrollando, junto a la familia de relés diferenciales precedentemente ilustrada, el relé diferencial RC223 (tipo B) que únicamente se puede combinar con el interruptor automático Tmax T4 tetrapolar en versión fija o enchufable. El campo de funcionamiento de la tensión entre fases de este diferencial varía entre 110 V y 440 V, con funcionamiento a partir de 55 V fase-neutro. Se caracteriza por las mismas tipologías de referencia del relé RC222 (tipo S y AE) pero también responde a la tipología de funcionamiento B que garantiza la sensibilidad a las corrien-

tes de defecto diferenciales con defecto previstas generadas componentes alternas, alternas aguas abajo del relé. Instalaciopulsantes y en corriente conti- nes típicas que pueden requenua. rir umbrales de frecuencia difeLas normas de referencia son: rentes a los umbrales estándar IEC 60947-1, IEC 60947-2 (50 - 60 Hz) son las instalacio Apéndice B, IEC 60755. nes de soldadura para la indus Además de las señalizaciones tria del automóvil (1000 Hz), y de las regulaciones típicas del industria textil (700 Hz), los diferencial RC222, el RC223 aeropuertos y drives trifásicos también permite la selección del (400 Hz). umbral máximo de sensibilidad Todas las funcionalidades del a la frecuencia del defecto dife- aparato, incluso las más avanrencial (3 pasos: 400 - 700 - zadas, pueden ser controladas 1000 Hz). Por lo tanto, es posi- por el usuario mediante una esble adaptar el dispositivo dife- merada prueba de autodiagrencial a las diferentes exigen- nóstico que se efectúa mediancias de instalación industrial en te una serie de simples pasos función de las frecuencias de sucesivos. 3 /31

Monitoring Relays

S p e c i a l i s tS e n s o r s & I n s t r u m e n t s f o r I n d u s t r y

Vydas International M arketing Swan H ouse Passfield Business Centre Lynchborough Road Passfield Hants GU30 7SB Tel: 44(0)1428 751822 Fax: 44(0)1428 751833 Email: [email protected] Web: www.vydas.co.uk

Monitoring Relays Carlo Gavazzi

CARLO GAVAZZI Automation Components

Specifications are subject to change wit hout notice.

Monitoring Relays Current relays

Types

DIA 01 PIA 01

Application Durability

Dimensions (mm) H x W x D DIN RAIL housing Plug-in housing Function

DIB 01 PIB 01

DIA 53

Simplified Set-Up

User Friendly

Space Optimization


Cost Saving

Maximizing Productivity

80 x 22.5 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Over current monitoring relay. 1-phase AC/DC. Direct input or on CT 5A. Set-point adjustable. Hysteresis adjustable.

81 x 17.5 x 67.2

0.5-5 A AC/DC

2-20 AAC [20A] 5-50 AAC [50A] 10-100 AAC [100A]

0.1-5 mA AC/DC [5MA] 1-50 mA AC/DC [50MA] 10-500 mA AC/DC [500MA] 0.1- 5 A AC/DC [5A] 1-10 A AC/DC [10A] 2-100 A AC [100A]

1 x SPDT relay 8 A / 250 VAC 5 A / 24 VDC >1 x 10 5 operations

Static output

1 x SPDT relay 8 A / 250 VAC 5 A / 24 VDC >1 x 105 operations

Power supply

24 VDC [724] 48 VDC [748] 24/48 VAC [B48] 115/230 VAC [B23]

40 VDC max.

Approvals/Marks

CE - UL - CSA

CE - UL - CSA

DIA01C 724 5A PIA01C 724 5A DIA01C 748 5A PIA01C 748 5A DIA01C B48 5A PIA01C B48 5A DIA01C B23 5A PIA01C B23 5A

DIA53S 724 20A DIA53S 724 50A DIA53S 724 100A DIA53S 724 20A F DIA53S 724 50A F DIA53S 724 100A F

[Mini-D]

Over current monitoring relay. 1-phase AC. Set-point adjustable. 2-wire connection. Own power supply. Reaction time <50 ms for F versions. 12 mm hole for insulated current carrying wire.

80 x 22.5 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Over or under current monitoring relay. 1-phase AC/DC TRMS. Direct input or on CT 10A. Set-point adjustable. Hysteresis adjustable. Time delay adjustable. 12 mm hole for insulated current carrying wire [100A].

Input Specifications Measuring range

Output Specifications Max. load AC1 Max. load DC12 Electrical life

100 mA

General Specifications 24 VDC [724] 48 VDC [748] 24/48 VAC [B48] 115/230 VAC [B23] 24 VDC / 24-240 VAC [M24] CE - UL - CSA

References References: . . . = insert code for Power Supply.

116

DIB01C . . . 5MA DIB01C . . . 50MA DIB01C . . . 500MA DIB01C . . . 5A DIB01C . . . 10A DIB01C M24 100A PIB01C . . . 5MA PIB01C . . . 50MA PIB01C . . . 500MA PIB01C . . . 5A PIB01C . . . 10A

Monitoring Relays Current relays

Types



DIB 02 PIB 02

DIB 71

Space Optimization

81 x 35.5 x 67.2

Cost Saving




DIC 01 PIC 01



80 x 22.5 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Over or under current monitoring relay. 1-phase AC/DC TRMS. Input on shunt or CT MI/MP. Set-point adjustable. Hysteresis adjustable. Time delay adjustable.

80 x 45 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Process signal monitoring relay. 1-phase AC/DC TRMS. Direct input, CT A82 or CT MI/MP. 2 set-point separately adjustable. Hysteresis adjustable. 2 delay functions separately adjustable.

0.1-5 mA AC/DC [5MA] 1-50 mA AC/DC [50MA] 10-500 mA AC/DC [500 MA] 0.1- 5 A AC/DC [5A]

6-150 mV AC/DC 0.4 - 4Vp

0.5-20 mA AC/DC 0.1-10 V AC/DC 0.4 - 4Vp

1 x SPDT relay

1 x SPDT relay

5 A / 250 VAC 5 A / 24 VDC >1 x 10 5 operations


1 x SPDT relay [P] 2 x SPDT relays [D] 8 A / 250 VAC 5 A / 24 VDC >1 x 10 5 operations

Power supply

24/48 VAC [B48] 115/230 VAC [B23]

Approvals/Marks

CE - UL - CSA

24 VDC [724] 48 VDC [748] 24/48 VAC [B48] 115/230 VAC [B23] CE - UL - CSA


DIB71C DIB71C DIB71C DIB71C DIB71C DIB71C DIB71C DIB71C

DIB02C 724 150MV PIB02C 724 150MV DIB02C 748 150MV PIB02C 748 150MV DIB02C B48 150MV PIB02C B48 150MV DIB02C B23 150MV PIB02C B23 150MV

DIC01D 724 AV0 PIC01C 724 AV0 DIC01D 748 AV0 PIC01C 748 AV0 DIC01D B48 AV0 PIC01C B48 AV0 DIC01D B23 AV0 PIC01C B23 AV0

[Mini-D]

Over or under current monitoring relay. 1-phase AC/DC TRMS. Direct input or on CT 5A. Set-point adjustable. Hysteresis adjustable. Time delay adjustable.



General Specifications

References


B48 5MA B48 50MA B48 500MA B48 5A B23 5MA B23 50MA B23 500MA B23 5A


117

Monitoring Relays Voltage relays DUA 01 PUA 01

Types



Inventory Reduction

DUB 01 PUB 01

Simplified Set-Up


Simplified Set-Up

DUB 71


Space Optimization

Cost Saving

Time Saving

80 x 22.5 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Over current and voltage monitoring relay. 1-phase AC/DC. Set-point adjustable. Hysteresis adjustable.

80 x 22.5 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Over or under voltage monitoring relay. 1-phase AC/DC TRMS. Set-point adjustable. Hysteresis adjustable. Time delay adjustable.

81 x 35.5 x 67.2

2-500 V AC/DC 0.4 -4 Vp

0.1- 10 V AC/DC [10V] 2-500 V AC/DC [500V]

0.1- 10 V AC/DC [10V] 2-500 V AC/DC [500V]






24/48 VAC [B48] 115/230 VAC [B23]

DUA01C 724 500V PUA01C 724 500V DUA01C 748 500V PUA01C 748 500V DUA01C B48 500V PUA01C B48 500V DUA01C B23 500V PUA01C B23 500V

DUB01C 724 10V DUB01C 724 500V PUB01C 724 10V PUB01C 724 500V DUB01C 748 10V DUB01C 748 500V PUB01C 748 10V PUB01C 748 500V DUB01C B48 10V DUB01C B48 500V PUB01C B48 10V PUB01C B48 500V DUB01C B23 10V DUB01C B23 500V PUB01C B23 10V PUB01C B23 500V

DUB71C DUB71C DUB71C DUB71C

[Mini-D]

Over or under voltage monitoring relay. 1-phase AC/DC TRMS. Set-point adjustable. Hysteresis adjustable. Time delay adjustable.



General Specifications Power supply

Approvals/Marks

CE - UL - CSA

References

118

B48 B48 B23 B23

10V 500V 10V 500V

Monitoring Relays Voltage relays DUB 02 PUB 02

Types

User Friendly


DUB 03 PUB 03

Simplified Set-Up


Cost Saving

DUC 01 PUC 01


Simplified Set-Up


80 x 22.5 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Over and under voltage monitoring relay. 1-phase (own power supply) AC TRMS. Over and under voltage set-point separately adjustable. Hysteresis adjustable. Time delay adjustable (ON/OFF).

80 x 22.5 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Over or under voltage monitoring relay. 1-phase (own power supply) AC/DC TRMS. Set-point adjustable. Hysteresis adjustable. Time delay adjustable.

80 x 45 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Over and under voltage monitoring relay. 1-phase AC/DC TRMS. 2 set-point separately adjustable. Hysteresis adjustable. 2 delay functions separately adjustable.

24/115/230 VAC

24/48/115/ 240 V AC/DC

2-500 V AC/DC [500V]

1 x SPDT relay

1 x SPDT relay



1 x SPDT relay [P] 2 x SPDT relays [D] 8 A / 250 VAC 5 A / 24 VDC >1 x 10 5 operations

Power supply

24/115/230 VAC

12-240 V AC/DC

Approvals/Marks

CE - UL - CSA

CE - UL - CSA

DUB02C T23 PUB02C T23

DUB03C W24 PUB03C W24



General Specifications 24 VDC [724] 48 VDC [748] 24/48 VAC [B48] 115/230 VAC [B23] CE - UL - CSA

References


DUC01D 724 500V PUC01C 724 500V DUC01D 748 500V PUC01C 748 500V DUC01D B48 500V PUC01C B48 500V DUC01D B23 500V PUC01C B23 500V


119

Monitoring Relays Voltage relays

Types

DUA 52

Space Optimization


Time Saving

81 x 17.5 x 67.2

3-phase voltage relays DPA 01 PPA 01

DUA 55


[Mini-D]


User Friendly

81 x 17.5 x 67.2

Space Optimization

Cost Saving

[Mini-D]


User Friendly


80 x 22.5 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Phase sequence, total and partial phase loss monitoring relay. 3-phase AC (own power supply). Regenerated voltage.

Under voltage monitoring relay for DC battery. Set-point adjustable. Hysteresis adjustable. Measures on own power supply.

Over and under voltage monitoring relay. 1-phase (own power supply) AC TRMS.

8-28 VDC [724] 38-58 VDC [748]

208/220/230/240 VAC

208-240 VAC [M23] 208-415 VAC [P] [M44] 208-480 VAC [D] [M44] 380-415 VAC [P] [M48] 380-480 VAC [D] [M48] 380- 600 VAC [M60] 380- 690 VAC [M69]

1 x SPDT relay

1 x SPDT relay


5 A / 250 VAC 5 A / 24 VDC >1 x 105 operations

1 x SPDT relay [C] 1 x DPDT relay [D] 8 A / 250 VAC 5 A / 24 VDC >1 x 105 operations

Power supply

8-28 VDC [724] 38-58 VDC [748]

208-480 VAC

Approvals/Marks

CE - UL - CSA

CE - UL - CSA

DUA52 C724 DUA52 C748

DUA55 CM44



General Specifications 208-240 VAC [M23] 208-415 VAC [P] [M44] 208-480 VAC [D] [M44] 380-415 VAC [P] [M48] 380-480 VAC [D] [M48] 380- 600 VAC [M60] 380- 690 VAC [M69] CE - UL - CSA

References

120

DPA01D M23 PPA01D M23 DPA01C M44 PPA01C M44 DPA01D M48 PPA01D M48 DPA01C M60 DPA01C M69

Monitoring Relays 3-phase voltage relays DPA 51 DPA 71

Types



Cost Saving

DPA 03 PPA 03


81 x 17.5 x 67.2 [Mini-D] 81 x 35.5 x 67.2 [Mini-D] Phase sequence, total and partial phase loss monitoring relay. 3-phase AC (own power supply). Regenerated voltage.


Cost Saving

DPA 53



Space Optimization

Cost Saving


80 x 22.5 x 99.5 [D]

81 x 17.5 x 67.2 [Mini-D]

80 x 36 x 94 [P] Under voltage, phase sequence, total and partial phase loss monitoring relay. 3-phase (own power supply) AC TRMS.

Under voltage, phase sequence, total and partial phase loss monitoring relay. 3-phase (own power supply) AC TRMS.


208-240 VAC [M23] 208-480 VAC [M44] 380-480 VAC [M48]

208-240 VAC [M23] 380- 415 VAC [P] [M48] 380- 480 VAC [D] [M48] 600-690 VAC [M69]

208-240 VAC [M23] 380-480 VAC [M48]

1 x SPDT relay [C] 1 x DPDT relay [D] 5 A / 250 VAC 5 A / 24 VDC >1 x 10 5 operations

1 x SPDT relay

1 x SPDT relay



Power supply

208-240 VAC [M23] 208-480 VAC [M44] 380-480 VAC [M48]

208-240 VAC [M23] 380-480 VAC [M48]

Approvals/Marks

CE - UL - CSA

208-240 VAC [M23] 380- 415 VAC [P] [M48] 380- 480 VAC [D] [M48] 600-690 VAC [M69] CE - UL - CSA DPA03C M23 PPA03C M23 DPA03C M48 PPA03C M48 DPA03C M69

DPA53C M23 DPA53C M48



CE - UL - CSA

References DPA51C M44 DPA71D M23 DPA71D M48



121

Monitoring Relays 3-phase 3phase voltage voltage relays

Types



DPB 01 PPB 01

DPA 55

User Friendly

Space Optimization

Cost Saving

81 x 17.5 x 67.2 [Mini-D] Over and under voltage, phase sequen sequence, ce, total and partial phase loss monitoring relay. 3-phase (own power supply) AC TRMS. Two tolerance voltage windows.



80 x 22.5 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Over and under voltage monitoring relay with phase loss and phase sequence. 3-phase +N (own power supply) AC TRMS. N versions without phase sequence detection. W4 versions supplied suppli ed between L and N. 2 set-point separately adjustable. Time delay adjustable.

DPB 71


81 x 35.5 x 67.2


[Mini-D]

Over and under voltage monitoring relay with phase loss and phase sequence. 3-phase +N (own power supply) AC TRMS. 2 set-point separately adjustable. Time delay adjustable.

Input Spe Specifications cifications Measuring Meas uring range

208-480 VAC

208-240 VAC [M23] 380-415 VAC [P] [M48] 380-480 VAC [D] [M48]

208-240 VAC [M23] 380-480 VAC [M48]




Power supply

208-480 VAC

208-240 VAC [M23] 380-480 VAC [M48]

Approvals/Marks

CE - UL - CSA

208-240 VAC [M23] 380-415 VAC [P] [M48] 380-480 VAC [D] [M48] [W] CE - UL - CSA DPB01C M 23 DPB01C PPB01C M23 DPB01C M23 N PPB01C M23 N DPB01C DPB01 C M 48 PPB01C M48 DPB01C M48 W4 PPB01C M48 W4 DPB01C M48 N PPB01C M48 N DPB01C M48 N W4 PPB01C M48 N W4

DPB71C M23 DPB71C M48

Output Specifications Max. load AC1 AC1 Max. load DC12 DC12 Electrical life


CE - UL - CSA

References DPA55C M44

122

Monitoring Relays 3-ph 3-p has asee volt ltag agee re rela layys DPB 02 PPB 02

Types



Inventory Reduction

3-p -ph hase multifunction relays

DPC 01 PPC 01

Simplified Set-Up


Simplified Set-Up

DPC 02


Space Optimization

Cost Saving

80 x 22.5 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Asymmetry monitoring relay withh phase sequence/ wit sequence/ phase loss. 3-phase +N (own power supply) supp ly) AC TRMS. TRMS. Adjustable asymmetry. Time delay adjustable.

80 x 45 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Over and under voltage monitoring relay with phase loss/phase sequence and asymmetry. 3-phase +N (own power supply) supp ly) AC TRMS. TRMS. SetSe t-points points separately adjustable by function.

80 x 45 x 99.5 [D]

208-240 VAC [M23] 380-415 VAC [P] [M48] 380-480 VAC [D] [M48]

208-240 VAC [M23] 380-415 VAC [P [P]] [M48] 380-480 VAC [D] [M48] 600-690 VAC [M69] Frequency 50-60 Hz 100-115 VAC [M11 400Hz] 208-240 VAC [M23 400Hz] 380-415 VAC [M48 400Hz] 440-480 VAC [M49 400Hz] 600-690 VAC [M69 400Hz] Frequency 50-400 Hz

Voltage: 208-240 VAC [M23] 380-415 VAC [M48] 440-480 VAC [M49] 600-690 VAC [M69]


2 x SPDT relays 8 A / 250 VAC 5 A / 24 VDC >1 x 10 5 operations

2 x SPDT relays 8 A / 250 VAC 5 A / 24 VDC >1 x 10 5 operations

Power supply

208-240 VAC [M23] 380-415 VAC [P] [M48] 380-480 VAC [D] [M48]

208-240 VAC [M23] 308-415 VAC [M48] 440-480 VAC [M49] 600-690 VAC [M69]

Approvals/Marks

CE - UL - CSA

100-115 VAC [M11] 208-240 VAC [M23] 380-415 VAC [P [P]] [M48] 380-480 VAC [D] [M48] 440-480 VAC [M49] 600-690 VAC [M69] CE - UL - CSA - GL DPC01D M23 PPC01D M23 DPC01D M48 PPC01D M48 DPC01D M69 DPC01D M11 400HZ DPC01D M23 400HZ DPC01D M48 400HZ DPC01D M49 400HZ DPC01D M69 400HZ

DPC02D DPC02D DPC02D DPC02D

Time Saving

Over and under voltage/over and under frequency with phase loss and phase sequence sequen ce monitoring monit oring relay relay.. 3-phase+N (own power supply) supp ly) AC TRMS. TRMS. Separately Se parately adjustable set points. Separately Se parately adjustable delay times. Adjustable frequency range.


Frequency requency:: 50/60 Hz

Output Specifications Max. load AC1 AC1 Max. load DC DC12 Electrical life


CE - UL - CSA

References DPB02C M23 PPB02C PPB02 C M 23 DPB02C M48 PPB02C PPB02 C M 48

CARL CA RLO O GAVAZZ AZZII Automation Compone Components nts

M23 M48 M49 M69

Specifications Specificat ions are subject to change wit hout notice.

123

Monitoring Relays Cosϕ relays

Frequency relays DFB 01 PFB 01

Types

User Friendly


Simplified Set-Up

DFC 01

User Friendly

Simplified Set-Up

DWA 01 PWA 01

Simplified Set-Up


80 x 22.5 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Frequency monitoring relay. 1-phase AC (own power supply). 2 set-points separately adjustable. Time delay adjustable.

80 x 45 x 99.5 [D]

50 / 60 Hz

50 / 60 Hz

cos ϕ : 0.1 0.1-0.99 -0.99


2 x SPDT relays 8 A / 250 VAC 5 A / 24 VDC >1 x 105 operations


Power supply

24-240 VAC

24-48 VAC [B48] 115-230 VAC [B23]

Approvals/Marks

CE - UL - CSA

CE - UL - CSA

208- 240 VAC [M23 [M23]] 380-415 VAC [P] [M48] 380-480 VAC [D] [M48] CE - UL - CSA

DFB01C M24 PFB01C M24

DFC01D B48 DFC01D B23

Frequency monitoring relay. 1-phase AC (own power supply). 2 set-points separately adjustable. 2 separate time delays adjustable. 2 separate relay outputs.

80 x 22.5 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Cos ϕ monitoring relay r elay.. 1- or 3- phase AC AC (own (own power supply). Direct input or through external CT. Power ON delay adjustable.


Output Specifications Max. load AC1 AC1 Max. load DC12 DC12 Electrical life


References

124

DWA01C M23 5A PWA01C M23 5A DWA01C M48 5A PWA01C M48 5A

Monitoring Relays Power and power factor relays DWB 01 PWB 01

Types



DWB 02 PWB 02

Simplified Set-Up

User Friendly

Space Optimization

DWB 03 PWB 03


User Friendly

Time Saving

80 x 45 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Power factor monitoring relay. 1- or 3-phase (own power supply) AC TRMS. Direct input or through external CT. 2 set-point separately adjustable. Time delay adjustable. Power ON delay adjustable.

80 x 45 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Active power monitoring relay. 1- or 3-phase (own power supply) AC TRMS. Direct input or through external CT. 2 set-point separately adjustable. Time delay adjustable. Power ON delay adjustable.

80 x 45 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Active power monitoring relay. 1- or 3-phase AC TRMS power direction (own power supply). Direct input or through external CT. 2 set-point separately adjustable. Time delay adjustable. Power ON delay adjustable.

cos ϕ : 0.1-0.99

208-690 VAC 0.5-5 AAC 1-10 AAC 0.4 - 4 Vp

208-690 VAC 0.5-5 AAC 1-10 AAC 0.4 - 4 Vp




208-240 VAC [M23] 380- 415 VAC [P] [M48] 380- 480 VAC [D] [M48] 600-690 VAC [M69] CE - UL - CSA

208-240 VAC [M23] 380- 415 VAC [P] [M48] 380- 480 VAC [D] [M48] 600-690 VAC [M69] CE - UL - CSA

208-240 VAC [M23] 380-415 VAC [P] [M48] 380-480 VAC [D] [M48] 600-690 VAC [M69] CE - UL - CSA

DWB01C M23 10A PWB01C M23 10A DWB01C M48 10A PWB01C M48 10A DWB01C M69 10A






Approvals/Marks

References



125

Monitoring Relays, Timers Temperature relays

Pump alternating relays

Timers, Delay on Operate

DTA 01 PTA 01 DTA 02 PTA 02

DLA 71 DLA 73

DAA 01 PAA 01

Types



Space Optimization

Cost Saving


80 x 22.5 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Motor temperature monitoring relays. PTC insulated input. Automatic set-point. Short circuit detection. Latch, test and reset function (DTA02, PTA02).

Space Optimization

81 x 35.5 x 67.2

User Friendly

[Mini-D]

Pump alternating relay. For 2 or 3 pumps. Differential or sequential mode. Automatic rotation of the pumps. Output relay managed by one indipendent input contact (DLA73).

Function code



80 x 22.5 x 99.5 [D] 80 x 36 x 94 [P] Delay on operate (automatic start).

O

Input Specifications Time range

0.1 s - 1 s 1 s - 10 s 6 s - 60 s 60 s - 600 s 0.1 s - 1 h 1 s - 10 h 10 s - 100 h

Output Specifications 1 x SPDT relay 1 x SPST relay [DTA01] Max. load AC1 Max. load DC12 Electrical life

2 x SPST relay [DLA71] [2P] 3 x SPST relay [DLA71] [3P] 3 x SPST relay [DLA73] 5 A / 250 VAC 5 A / 24 VDC >1 x 105 operations

1 x SPDT relay [C] 2 x SPDT relays [D]

24 VDC [724] 24 VAC [024] 115 VAC [115] 230 VAC [230] CE - UL - CSA

24/48 VAC [B48] 115/230 VAC [B23]

24 VDC / 24-240 VAC [C] 24-240 VAC/DC [D]

CE - UL - CSA

CE - UL - CSA - RINA

DTA01C 724 PTA01C 724 DTA01C 024 PTA01C 024 DTA01C 115 PTA01C 115 DTA01C 230 PTA01C 230 DTA02C 724 PTA02C 724 DTA02C 024 PTA02C 024 DTA02C 115 PTA02C 115 DTA02C 230 PTA02C 230

DLA71D B48 2P DLA71T B48 3P DLA71D B23 2P DLA71T B23 3P DLA73T B23 2P DLA73T B48 2P

DAA01C M24 PAA01C M24 DAA01D M24 PAA01D M24


8 A / 250 VAC 5 A / 24 VDC >105 operations


Approvals/Marks

References

LA ENÉSIMA POTENCIA donde la potencia del generador de emergencia es mucho más pequeña que la de la red en su funcionamiento normal.

Interruptor limitador de 1250 A. Como en la mejor tradición Tmax, también el nuevo T7, resul-

disparo. De este modo siempre es posible determinar la causa

tado de una larga y esmerada fase de diseño, alcanza prestacio-

que ha provocado la actuación del interruptor.

nes excepcionales en dimensiones extraordinariamente reduci-

El relé PR332 es decididamente puntero en el panorama actual

das. Tmax T7 es el primero y auténtico interruptor limitador

del sector. Está provisto de una amplia pantalla gráfica que

hasta 1250 A.

permite visualizar de modo simple y claro todas las informaciones necesarias (calibración de las funciones de protección,

Relés electrónicos de vanguardia tecnológica.

alarmas y magnitudes eléctricas). El modelo PR332, además de

La parte electrónica ha sido objeto de una especial atención y

las habituales características de protección, ofrece funciones de

los resultados están a la vista: relés electrónicos intercambiables,

alto nivel que lo sitúan al frente en innovación tecnológica. La

modularidad y módulos calibre relé (rating plugs) sustituibles

exclusiva función de historial permite registrar todos los eventos

por el usuario.

y magnitudes previos al defecto para un futuro análisis. Por

A partir del relé PR231 encontramos la posibilidad de cambiar

último, aunque no menos importantes, destacan el módulo de

la corriente asignada del relé mediante el rating plug. El mismo

tensiones y el módulo de comunicación mediante protocolo

PR231, el PR232 y el PR331 están dotados de DIP Switches

Modbus RTU, unificados y sustituibles por el usuario.

para regular los umbrales de protección. Los dos últimos inclu-

Con Tmax T7, se elige la potencia de la libertad .

yen, para cada función de protección, un piloto luminoso de

Interruptores automáticos para distribución de potencia Características eléctricas.

Corriente permanente asignada, Iu [A] Polos Tensión asignada de servici o, Ue Tensión asignada soportada a impulso, Uimp Tensión asignada de ai slamiento, Ui Tensión de prueba a frecuencia industrial 1 min. Poder asignado de corte último en cortocircuito, Icu (AC) 50-60 Hz 220/230 V (AC) 50-60 Hz 380/415 V (AC) 50-60 Hz 440 V (AC) 50-60 Hz 500 V (AC) 50-60 Hz 690 V (DC) 250 V - 2 polos en serie (DC) 250 V - 3 polos en serie (DC) 500 V - 2 polos en serie (DC) 500 V - 3 polos en serie (DC) 750 V - 3 polos en serie Poder asignado de corte de servicio en cortocircuito, (AC) 50-60 Hz 220/230 V (AC) 50-60 Hz 380/415 V (AC) 50-60 Hz 440 V (AC) 50-60 Hz 500 V (AC) 50-60 Hz 690 V Poder asignado de cierre en cortocircuito, Icm (AC) 50-60 Hz 220/230 V (AC) 50-60 Hz 380/415 V (AC) 50-60 Hz 440 V (AC) 50-60 Hz 500 V (AC) 50-60 Hz 690 V Tiempo de apertura (415 V) Categoría de uso (IEC 60947-2) Norma de referencia Aptitud al seccionamiento Relés: termomagnético T fijo, M fijo T regulable, M fijo T regulable, M regulable (5… 10 x In) T regulable, M fijo (3 x In) T regulable, M regulable (2,5… 5 x In) electrónico

Intercambiabilidad Ejecuciones Terminales fijo enchufable extraíble Fijación a perfil DIN Durabilidad mecánica Durabilidad eléctr ica @ 415 V AC Dimensiones básicas fijo

Peso

fijo enchufable extraíble

LEYENDA TERMINALES F = Anteriores EF = Anteriores prolongad os

(AC) 50-60 Hz (DC)

Tmax T1 1P

Tmax T1

Tmax T2

160 1 240 125 8 500 3000 B 25* – – – – 25 (a 125 V) – – – –

B 25 16 10 8 3 16 20 – 16 –

160 3/4 690 500 8 800 3000 C 40 25 15 10 4 25 30 – 25 –

N 50 36 22 15 6 36 40 – 36 –

N 65 36 30 25 6 36 40 – 36 –

S 85 50 45 30 7 50 55 – 50 –

160 3/4 690 500 8 800 3000 H 100 70 55 36 8 70 85 – 70 –

75% – – – –

100% 100% 100% 100% 100%

75% 100% 75% 75% 75%

75% 75% 50% 50% 50%

100% 100% 100% 100% 100%

100% 100% 100% 100% 100%

52,5 – – – – 7 A IEC 60947-2

52,5 32 17 13,6 4,3 7

84 105 52,5 75,6 30 46,2 17 30 5,9 9,2 6 5 A IEC 60947-2

143 75,6 63 52,5 9,2 3

187 105 94,5 63 11,9 3

[A] [Nr] [V] [V] [kV] [V] [V] [kA] [kA] [kA] [kA] [kA] [kA] [kA] [kA] [kA] [kA]

Tmax T3 250 3/4 690 500 8 800 3000 L 120 85 75 50 10 85 100 – 85 –

N 50 36 25 20 5 36 40 – 36 –

S 85 50 40 30 8 50 55 – 50 –

75% 75% 75% 75% 75%

50% 50% (27 kA) 50% 50% 50%

105 75,6 52,5 40 7,7 7

187 105 84 63 13,6 6

Ics [%Icu] [%Icu] [%Icu] [%Icu] [%Icu] [kA] [kA] [kA] [kA] [kA] [ms]

■

TMF TMD TMA TMG TMG PR221DS PR222DS PR223DS-EF PR231/P PR232/P PR331/P PR332/P

[N° Maniobras] [N° Maniobras/hora] [N° Maniobras] [N° Maniobras/hora] L [mm] 4 poles L [mm] P [mm] H [mm] 3/4 polos [kg] 3/4 polos [kg] 3/4 polos [kg] ES = Anteriores prolongados separadores FC Cu = Anteriores para cables de cobre FC CuAl = Anteriores para cables de CuAl

■

100% 100% 100% 75% (70 kA) 100% 75% 100% 75% 100% 75%

220 154 121 75,6 13,6 3 A IEC 60947-2

264 187 165 105 17 3

A IEC 60947-2

■

■

■

–

–

–

– – – – – – – – – – – – F FC Cu – – – 25000 240 8000 120 25,4 (1 polos) – 70 130 0,4 (1 polos) – –

■

■

■

– – – – – – – – – – – F FC Cu-EF-FC CuAl-HR – – DIN EN 50022 25000 240 8000 120 76 102 70 130 0,9/1,2 – –

–

–

R = Posteriores orientables MC = Multicable F = Interruptor fijo

■

■

–

– – – – – – – – – F-P F-FC Cu-FC Cu Al-EF-ES-R F-FC Cu-FC Cu Al-EF-ES-R – DIN EN 50022 25000 240 8000 120 105 140 70 150 1,5/2 2,7/3,7 –

■

– – – – – – – F-P FC Cu-FC CuAL-EF-ES FC Cu-FC CuAL-EF-ES – DIN EN 50022 25000 240 8000 120 90 120 70 130 1,1/1,5 1,5/1,9 –

P = Interruptor enchufable W = Interruptor extraíble HR = Posteriores en pletina horizontales

VR = Posteriores en pletina verticales HR/VR = Posteriores en pletina orientables

Analizador de red Modelo PTR-DIN (Carril DIN) ü ü ü ü ü ü ü

Medida de la distorsión armónica (THD V e I). Medida de energía en los cuatro cuadrantes. Medida de verdadero valor eficaz. Display LCD iluminado Más de 30 parámetros en display. Comunicación serie RS485/RS232. 2 salidas de impulsos o alarmas programables o contactos.

Código ANPTRNDI ANPTRFDI ANPTRFED

El PTR-DIN es un terminal remoto capaz de realizar partiendo de las señales de tensión y de intensidad de un sistema a 4 hilos, la medida de múltiples magnitudes de una línea eléctrica.

Programación

Puede ser programado por teclado o desde la línea serie asignando o modificando los siguientes parámetros: Código de identificación del terminal. Tensión primaria. Intensidad primaria. Modo de operación de relés Esta programación se puede realizar estando los equipos conectados a la red de comunicaciones. ü ü ü ü

Comunicación serie ( versión PTR-FE DIN)

Dispone de línea serie de velocidad programable entre 300 a 19.200 bps, según norma RS-485. Como estándar 9600 bps, con 8 bits de datos, sin paridad y un bit de stop. Permite el envío de las medidas efectuadas a un ordenador o unidad central. La conexión se realiza a dos hilos. El protocolo de comunicaciones es J-Bus/ MODBUS. La configuración estándar permite la conexión multipunto de hasta 32 terminales por línea.

Salida De Impulsos / Contactos/ Alarmas (versión PTR-FE DIN)

El funcionamiento de estas salidas se programa a uno de los modos descritos: 1 La energía activa y reactiva medida se envía a distancia por medio de impulsos. La conexión se realiza mediante un relé. 2 Se pueden programar estas salidas como contactos maniobrados desde la unidad central. 3 Se pueden reprogramar para utilizarlos como dos alarmas de máxima o de mínima sobre Ir, Is, It, Vrs, Vst, Vtr, P, Q, Cos o F.

Máximos y mínimos

Dispone de registro de máximos y mínimos de las variables siguientes: V12, V23, V31, I1, I2, I3, P1, P2, P3, P, Q, S, Coseno, Frecuencia.

Descripción PTR-N-DIN Standard PTR-F-DIN Standard+ITF PTR-FEDIN+Standard+ITF+RS485+2 relés+4C

) N I D L I R R A C ( N I D R T P

P.V.P - €/Und 275,00 295,00 360,00

Características Técnicas ENTRADAS Trifasico a 4 hilos. Tensión nominal (Un)............................. 100,110,230 ó 400V. Consumo ............................................... 1 mA por fase. Margen de medida................................. 0 a 120 % Un. Intensidad nominal (In). ......................... 1 ó 5 A. Consumo ............................................... 0,2 VA por fase. Margen de medida................................. 0 a 120 % In. Frecuencia............................................. 50 o 60 Hz. ALIMENTACIÓN AUXILIAR DOBLE Corriente alterna ........................................ 63,5/110 ó 230/400 V Consumo ............................................... 3 VA Margen de funcionamiento .................... 70 a 120 % SALIDA DE CONTACTOS. (versión PTR-FE DIN ) Salidas................................................... 2 Tipo ....................................................... Relé NO, 250V,3A. SALIDA DIGITAL RS485 (versión PTR-FE DIN) Según norma ........................................ RS485 Conexión ............................................... A 2 hilos. Velocidad de transmisión....................... programable. Longitud máxima de red por línea: ....... 1250 m Máximo número por línea ..................... 32 sin repetidor También se fabrica RS232. CLASE DE PRECISIÓN Clase ..................................................... 0,5%. S, coseno y E ........................................ 1% CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS Caja ....................................................... de raíl DIN. Tamaño .................................................. 6 módulos, 105mm Conexiones entrada/salida ................... Enchufables Sección de cable max. .......................... 2,5 mm2 Peso ...................................................... 0,35 kg. Clase de protección ............................... 2 IEC 1010 Seguridad .............................................. Categoría III ACCESORIOS Transformadores de intensidad x/5 ó x/1A.Conversores RS 232/485., IFRA. Repetidor RS 485.

Magnitudes eléctricas Potencia Aparente (S) Tensión de Línea y de Fase (V) Intensidad de Línea (I) Potencia Activa (P) Potencia Reactiva (Q) Factor de Potencia (PF) Frecuencia (F) Energía Activa Positiva (E+) Energía Activa Negativa (E-) Energía Reactiva Inductiva Energía Reactiva Capacitiva Máximetro en horas punta, valle y llano Maxímetro último periodo

Total x x x x x x x x x x -

L1 x x x x x x x x

L2 x x x x x x x x

L3 x x x x x x x x

91

Transformadores de intensidad de núcleo cerrado perfil estrecho y encapsulados en resina Modelo RT...PE

Para facilitar la instalación de transformadores de intensidad en Baja Tensión en paneles donde la distancia entre barras es reducida, RTR Energía S.L. pone a su disposición una amplia gama de transformadores de perfil estrecho. Dichos transformadores presentan las siguientes ventajas: ü

Encapsulados en RESINA, autoextinguibilidad (grado V0).

ü

Gran resistencia mecánica.

E P . . . T R

Características Técnicas NORMAS FUNCIONALES: IEC-185 ................................................. IEC-1010 DIN.57414 ............................................. UNE-21.088 VDE-0414 .............................................. EN 50081-82 IEC-801/1-3-4 Factor de seguridad ............................ Fs<5 Frecuencia .......................................... 50-60 Hz Nivel de aislamiento............................ 0.72/3kVca Temperatura de trabajo ....................... -10ºC+50ºC Clases de precisión ............................ 0.5, 1 y 3 Secundario.......................................... X/5 ó X/1 A ü

ü

Tapa de bornes precintable.

ü ü ü ü ü

Dimensiones Modelo RT40PE RT60PE RT80PE RT100PE RT125PE

A

B

C

D

E

F

mm

mm

mm

mm

mm

mm

41 61

11 16

72 90

85 100

46 40

100 115

82 102 127

57 62 92

110 140 165

120 130 176

40 34 42

135 153 199

97

E P . . . T R

Transformadores de intensidad de núcleo cerrado perfil estrecho y encapsulados en resina Modelo RT...PE Modelo RT40PE Código

Barra: 40x10 mm Intensidad

P.V.P

(A)

Clase 0.5

Clase 1

Clase 3

€/Und

T030040PE

300

15.00

400 500 600 750 800 1000

20.00 20.00 20.00 20.00 20.00

58,00

T040040PE T050040PE T060040PE T075040PE T080040PE T100040PE

10.00 10.00 10.00 10.00 10.00

Modelo RT60PE

10.00 10.00

15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00

20.00 20.00

58,00 58,00 58,00 58,00 58,00 58,00

Barra: 30x60 mm

Código

Intensidad (A)

Clase 0.5

Clase 1

Clase 3

€/Und

T040060PE T050060PE T060060PE T075060PE T080060PE T100060PE T120060PE T150060PE T200060PE

400 500 600 750 800 1000 1200 1500 2000

5.00 7.50 10.00

7.50 10.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00

10.00 15.00 20.00

65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00 65,00

Modelo RT80PE

Potencia (VA)

10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00

P.V.P

20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00

Barra: 50x80 mm

Código

Intensidad (A)

Clase 0.5

Clase 1

Clase 3

€/Und

T040080PE T050080PE T060080PE T075080PE T080080PE T100080PE T120080PE T150080PE T200080PE T250080PE

400 500 600 750 800 1000 1200 1500 2000 2500

5.00 7.50 10.00 10.00

7.50 10.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00

10.00 15.00 20.00 20.00

70,00 70,00 70,00 70,00 70,00 70,00 70,00 70,00 70,00 70,00

Modelo RT100PE

Potencia (VA)

10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00

P.V.P

20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00

Barra: 60x100 mm P.V.P

Código

Intensidad (A)

Clase 0.5

Clase 1

Clase 3

€/Und

T075100PE T080100PE T100100PE T120100PE T150100PE T200100PE T250100PE T300100PE

750 800 1000 1200 1500 2000 2500 3000

10.00 10.00

15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00

20.00 20.00

75,00 75,00 75,00 75,00 75,00 75,00 75,00

Modelo RT125PE Código T200125PE T250125PE T300125PE T400125PE T500125PE T600125PE

98

Potencia (VA)

Potencia (VA)

10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00

20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00

75,00

Barra: 80x125 mm

Intensidad

P.V.P

Potencia (VA)

(A)

Clase 0.5

2000 2500 3000 4000 5000 6000

10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00

Clase 1

Clase 3

€/Und

15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00

20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00

150,00 150,00 150,00 150,00 150,00 150,00

PROAT FAC/3: Vigilante de Aislamiento con rearme automático Descripción del equipo El equipo FAC/3 detecta la falta de aislamiento a tierra en las instalaciones de energía fotovoltaica, dando dos ordenes de salida, una instantánea y otra temporizada a los elementos de maniobra de la instalación. La orden instantánea permite abrir la línea y la temporizada cortocircuitar la tensión de salida de los paneles, Asegurando de esta manera que la instalación queda sin tensión. Posee una función interna de rearme automático, que permite restablecer la situación normal si el defecto de aislamiento ha desaparecido. Aplicaciones En instalaciones fotovoltaicas, el FAC/3 detecta las faltas de aislamiento, procediendo a dar las ordenes adecuadas a los elementos de maniobra. Ello permite prevenir de posibles descargas eléctricas al personal de instalación y mantenimiento. Además, su función de rearme permite restablecer el servicio, una vez la falta de aislamiento ha desaparecido. (Por ejemplo derivaciones por la humedad a primera hora de la mañana.) Características funcionales •

• • •

•

Conecta de forma permanente dos contactos de salida, uno de forma instantánea, en el momento que se detecta el defecto, y otro temporizado (entre 1 y 4 segundos) ajustable internamente. Diodos luminosos, que memorizan si el fallo se ha producido por (+) o ( ). Pulsador de prueba para simular un fallo a tierra de (+) o de ( ). Pulsador de Reset que el proceso inverso al de conexión (apagado de los led’s y desconexión de los relés de salida. Rearme cada cierto tiempo prefijado ( 5, 15 o 30 minutos) −

−

Características Constructivas • •

• • •

Equipo realizado con microcontrolador. Caja de plástico para instalación en carril DIN. Bornes en carátula frontal. Contactos de salida libres de potencial. Alimentación de 220 Vca y/o de una tensión auxiliar de 12 Vcc).

Datos Técnicos • • • • • • •

•

Tensión Vigilancia: V N Margen de funcionamiento: V N-35% a VN Consumo en reposo: 0.5 W (a V N) Consumo con defecto: <6 W Tiempo respuesta: <50ms (a V N=600) Resistencia máx. defecto: 20K Ω. Normas que cumple: - Reglamento Baja tensión - Normativa EMC, Inmunidad - Conforme RD 1663/2000 Propiedades del contacto del relé: - Corriente permanente: 8 A. - Tensión máx.conmut.: 440 Vca. - Pot. máx. conmutac. : 2000 VA.

Frontal del Equipo

Mantenimiento Cada seis meses o en las revisiones periódicas se recomienda pulsar PRUEBA para comprobar que el equipo actúa correctamente. Garantia Dos años contra defectos de fabricación.

Catálogo FAC/3 – Vigilante de Aislamiento

PROAT Modelos FAC800/3 FAC650/3 FAC450/3 FAC300/3 FAC200/3 FAC130/3 FAC085/3 FAC055/3

Margen de Tensión 500 a 800 Vcc 450 a 650 Vcc 300 a 450 Vcc 200 a 300 Vcc 130 a 200 Vcc 85 a 130 Vcc 55 a 85 Vcc 24 a 55 Vcc

Etiqueta de Embornamiento

Formato Genérico de un modelo: FACXXX/3-Y XXX - Tensión máxima de funcionamiento Y - Tensión Auxiliar: R = 220 Vca B = 12 Vcc A = 220 Vca y 12 Vcc Ejemplo: FAC300/3-R modelo que actúa en el rango de 200 a 300 Vcc con tensión auxiliar de 220 Vca.

Dimensiones de la caja (milímetros) Caja Montaje barra OMEGA DIN EN 50022. Material plástico auto extinguible clase VO

Catálogo FAC/3 – Vigilante de Aislamiento

PROAT INFAC: Interruptor de continua para instalaciones fotovoltaicas Descripción del equipo El INFAC es un interruptor de estado sólido (ver Fig.1). Tiene, en la parte de potencia, una borna de positivo de entrada y una borna de positivo de salida, siendo el negativo común. En la parte de control dos entradas: una, que activa la transferencia de potencia entrada a salida (estado ‘on’) y la otra sirve para interrumpirla y a la vez cortocircuitar las bornas de entrada de potencia (estado ‘corto’). En definitiva el dispositivo se comporta como un biestable con los dos estados descritos, conmutando a uno u otro al recibir un pulso a través de la entrada de control correspondiente: 6 (‘on’) o 7 (‘corto’). El diodo D1 aísla la salida, del cortocircuito de la entrada en el estado ‘corto’. Aplicaciones En instalaciones fotovoltaicas, el INFAC sirve como interruptor de continua. Al recibir la orden de apertura del vigilante de aislamiento (FAC por ejemplo), desconecta el inversor de los paneles solares y cortocircuita la entrada de potencia. Ello permite prevenir de posibles descargas eléctricas al personal de instalación y mantenimiento. Características funcionales Alimentación de la propia instalación de paneles solares(y/o 220 Vac. Activación y desactivación por impulso de cierre de contacto. Sistema totalmente estático. Sin límite de maniobras. Tiempo pulso de maniobra: 100 mseg.(mínimo)

• • • • •

Características Constructivas Caja metálica con borna de conexión a tierra Bornes de potencia.

• •

Datos Técnicos Tensión de corte hasta 1000 V cc Intensidad cortocircuito < 20 Amp. Consumo: <50 W Tiempo respuesta: <50ms Caída tensión entrada-salida: <1V Normas que cumple: - Reglamento Baja tensión - Normativa EMC, Inmunidad

• • • • • •

9

+

10 D1 IN1

─ 8

7 ─ 3-4

5-6

11

1

2

220 Vca

Fig. 1: Esquema del Interruptor INFAC

Catálogo INFAC – Interruptor de continua

PROAT Garantía De dos años contra defectos de fabricación Formato Genérico de un modelo: INFAC Paneles Solares

Interruptor Continua Inversor

~

A Red

INFAC Vigilante de Aislamiento

=

FAC-3/I 220 Vca

220 Vca

Fig.2: Conexión del Interruptor de Continua INFAC en una Instalación FV Dimensiones de la caja (milímetros)

80

200

150 mm.

Catálogo INFAC – Interruptor de continua

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

componentes para instalaciones fotovoltaicas

protección fusible

Dimensiones 79

Talla 10 x 38 mm

64,5 47,5

10

4

37

17,5

3 8

1 8

Talla 22 x 127 mm

40

Las bases fusibles para DC han sido diseñadas para trabajar en elevadas tensiones hasta 1000VDC.

Características técnicas

Los fusibles ultrarrápidos de

fusibles a tensión de empleo (Ue) 1000VDC L/R ≤5m

rango completo (gR) para uso

Talla (mm)

en corriente continua aseguran la protección contra las

10 x 38

sobrecargas y cortacircuitos.

Conforme

18



IEC 60269-2



IEC 60269 -4



IEC 60947- 3

www.gave.com

22 x 127

Intensidad (A)

Referencia

6

30F6GR

10

30F10GR

12

30F12GR

16

30F16GR

20

30F20GR

40

PTF40GR

50

PTF50GR

portafusibles a tensión de empleo (Ue) 1000VDC L/R ≤5m Talla (mm)

Polos

Intensidad máxima Imax (A)

Referencia

10 x 38

1P

20

211PV

22 x 127

1P

50

2PT

CABLES PARA INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS EN HUERTAS SOLARES Y TEJADOS. Los cables Exzhellent Solar ZZ-F (AS) y XZ1FA3Z-K (AS) han sido diseñados para resistir las exigentes condiciones ambientales que se producen en cualquier tipo de instalación fotovoltaica, ya sea fija, móvil, sobre tejado o de integración arquitectónica. Con los cables Exzhellent Solar conseguirá la máxima eficiencia de sus instalaciones, garantizando la evacuación de la energía producida durante toda la vida útil de su instalación.

CARACTERÍSTICAS OBLIGATORIAS RESISTENCIA A LA INTEMPERIE

TEMPERATURA MÁXIMA DEL CONDUCTOR: 120º C(1) IEC 60216

Mínima: -40°C IEC 60811-1-4

VIDA ÚTIL

UL 1581

RESISTENCIA MECÁNICA

VIDA ÚTIL 30 AÑOS IEC 60216

RESISTENCIA AL IMPACTO

RESISTENCIA A LA ABRASIÓN

RESISTENCIA AL DESGARRO

IEC 60811-1-4

EN 50305

IEC 61034-2

ECOLÓGICO - ALTA SEGURIDAD (AS)

ECOLÓGICO

LIBRE DE HALÓGENOS IEC 60754-1

BAJA EMISIÓN DE BAJA OPACIDAD NO PROPAGADOR GASES CORROSIVOS DE HUMOS DEL INCENDIO IEC 60754-2

(1) Hasta 20.000 horas de funcionamiento (IEC 60216-1)

IEC EN 61034-2

IEC 60332-3

XZ1FA3Z-K (AS) 1,8 kV DC - 0,6/1 kV AC

HUERTAS SOLARES

SERVICIO FIJO

TENSIÓN 1,8 kV DC - 0,6 / 1 kV AC

LA MEJOR PROTECCIÓN MECÁNICA DURANTE EL TENDIDO, LA INSTALACIÓN Y EL SERVICIO

EXZHELLENT SOLAR XZ1FA3Z-K (AS) 1,8 kV DC- 0,6/1 kV AC Conductor: Aislamiento: Asiento de Armadura: Armadura: Cubierta: Norma:

Cobre Clase 5 para servicio fijo (-k) Polietilenio Reticulado XLPE (X) Poliolefina libre de halógenos (Z1) Fleje corrugado de AL (FA3) Elastómero termoestable libre de halógenos (Z). Color Negro AENOR EA 0038

Ecológico

Resistente a la accción de los roedores

Código

Sección mm2

Diámetro exterior mm2

1618110

1x10

1618111

Peso kg/km

Radio Mín. Curvatura mm2

Intensidad al Aire (1) A

Intensidad Enterrado (2) A

Caída tensión en DC V/A.km

12,0

230

120

80

77

4,87

1x16

13,0

290

130

107

100

3,09

1618112

1x25

14,8

405

150

140

128

1,99

1618113

1x35

15,9

510

160

174

154

1,41

1618114

1x50

17,5

665

175

210

183

0,984

1618115

1x70

19,8

895

200

269

224

0,694

1618116

1x95

21,6

1.125

220

327

265

0,525

1618117

1x120

23,6

1.390

2 40

380

302

0,411

1618118

1x150

25,6

1.695

2 60

438

342

0,329

1618119

1x185

27,5

2.010

2 75

500

383

0,270

1618120

1x240

30,8

2.615

3 10

590

442

0,204

1618121

1x300

34,4

3.245

3 45

659

500

0,163

(1) Al aire a 40°C según UNE 20460-5-523 Tabla A.52-1 bis Método F, 2 conductores cargados (2) Enterrado, 25°C, 0,7 m de profundidad, 1,5 K m/W según UNE 20460-5-523 Tabla A.52-2 bis Método D


ANEXO 6: FICHA TÉCNICA ESTRUCTURAS

97

2010

Planta Solar Valdeloshielos

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