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PROYECTO FIN DE CARRERA

ESTUDIO DE LA IMPLANTACIÓN DE UNA MOTOCICLETA ELÉCTRICA

COMO VEHÍCULO PARA AGENTES DE MOVILIDAD URBANA

AUTOR: Enrique García-Valdecasas Vázquez

MADRID, Junio de 2008

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

ESTE PROYECTO CONTIENE LOS SIGUIENTES DOCUMENTOS DOCUMENTO Nº1, MEMORIA 1.1 Memoria pág. 1 a 219 1.2 Cálculos pág. 220 a 233 1.3 Estudio Económico pág. 234 a 238 1.4 Anejos y Croquis pág. 239 a 269 DOCUMENTO Nº2, PLANOS Éste Proyecto no contiene Planos DOCUMENTO Nº3, PLIEGO DE CONDICIONES 3.1 Técnicas y Particulares pág. 270 a 288 DOCUMENTO Nº4, PRESUPUESTO 4.1 Recursos pág. 391 a 391 4.2 Precios Unitarios pág. 392 a 393 4.3 Sumas parciales pág. 394 a 394 4.4 Presupuesto General pág. 395 a 396

Autorizada la entrega del proyecto del alumno/a: Enrique García-Valdecasas EL DIRECTOR DEL PROYECTO Juan Norverto Moriñigo Fdo.: …………………… Fecha: 20/ 06/ 2008 Vº Bº del Coordinador de Proyectos José Ignacio Linares Fdo.: Fecha: 27/ 06/ 2008

PROYECTO FIN DE CARRERA

ESTUDIO DE LA IMPLANTACIÓN DE UNA MOTOCICLETA ELÉCTRICA

COMO VEHÍCULO PARA AGENTES DE MOVILIDAD URBANA

AUTOR: Enrique García-Valdecasas Vázquez

MADRID, Junio de 2008

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO MECÁNICO

Descripción General del Proyecto. Abstract

Vista la necesidad actual en las ciudades de usar automóviles limpios, sustituir

las motocicletas de los cuerpos de servicios (Policía Municipal y Agentes de Movilidad)

por vehículos de cero emisiones es la idea del proyecto. Se analizan los requerimientos

de estos vehículos según el cuerpo, y se rediseña una motocicleta eléctrica para sustituir

la de gasolina. El proyecto también abarca la disposición y diseño eléctrico de los

almacenes donde se cargarán las baterías.

La contaminación de las grandes ciudades españolas se debe, en un 80%, al

tráfico rodado, en especial a una pequeña porción (un 20%) de los vehículos que son

"altamente contaminantes", como consecuencia de "un sistema de control de emisiones

muy pasivo", dependiente de la Inspección Técnica de Vehículos (ITV) mucho menos

"riguroso" que el existente en Estados Unidos. Cada vez es más importante controlar las

emisiones contaminantes de todos los agentes existentes, y el esfuerzo individual de un

grupo concreto del parque de vehículos siempre supone un avance en el objetivo común.

De esta forma, sustituir el vehículo de trabajo de un cuerpo de servicios a un vehículo

de motor eléctrico cumple todas las expectativas previstas, pues reduce el peso de sus

emisiones a cero, siempre que la generación de la energía necesaria para estos motores

provenga de un sistema de generación limpio.

Because of current needs of the cities to use clean automóviles, the idea of this

Project is to replace Municipal Police and Mobility Brigada scooters with zero emision

vehicles. Technical requests of these brigades are analized, then an Electric Scooter is

chosen to replace the combustion one. The Project abords the electric design and the

disposition of the warehouse where the bateries would be charged.

Large spanish cities pollution is because of road traffic in 80%, very

contaminant vehicles above all, wich mean less than 20% of all vehicles. This is

consequence of a very pasive control system, that is run by spanish ITV, less strict than

USA one. Controling emisions of every polutant is more and more important, a little

effort of a concrect group of them, it is actually an important step to get success.

Finally, replacing the scooters of these brigades with electric socooters achieves all the

expectations, because it reduces the emisions to zero. However, the generation of the

electricity to charge the bateries must be done with clean technology.

DOCUMENTO Nº1 MEMORIA

ÍNDICE GENERAL 1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA Pag 1 1.2 CÁLCULOS Pag 220 1.3 ESTUDIO ECONÓMICO Pag 234 1.4 ANEJOS Pag 239

1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA

Proyecto Fin de Carrera Enrique García-Valdecasas Vázquez Ingeniería Industrial - ICAI

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INDICE MEMORIA DESCRIPTIVA

1.1 ELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA ELÉCTRICA. REDUCCIÓN DE EMISIONES Pag 3 1.2 CONTAMINACIÓN Y CALENTAMIENTO GLOBAL Pag 7 1.3 BATERÍAS Y MOTOCICLETAS ELÉCTRICAS Pag 36 1.4 BENCHMARK: BDSC-A1 Vs HEXAGON 125 Pag 53 1.5 BENCHMARK: VECTRIX Vs HEXAGON 150 Pag 72 1.6 VECTRIX Pag 88 1.7 DISEÑO DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA Pag 121


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1.1 Elección de la tecnología eléctrica. Reducción de emisiones

Los vehículos eléctricos son más eficientes energéticamente y producen menos

contaminación, siempre y cuando obtengan la electricidad de fuentes de energía limpias.

Primero detectaremos las necesidades de las ciudades en cuanto a motocicletas

como vehículos de servicio, de forma individual: Policía Municipal y Agentes de

Movilidad. Cuantificado el número de vehículos y evaluados sus tipos, según

recorridos, autonomía, especificaciones técnicas y estéticas, etc, elegimos dos

motocicletas eléctricas del mercado que pueden cumplir estas especificaciones: Electric

Maxi Scooter Vectrix para las tareas que requieren mayor autonomía y prestaciones, y

Electric Scooter BDESC-A1 para las que requieren menores prestaciones. Tras esto se

realiza un rediseño de la motocicleta para el cuerpo en cuestión, que consiste en

introducir en su proceso de fabricación los accesorios de sirena, luz y soporte de la

baliza, y soporte de las faltriqueras. Finalmente, tras hacer el estudio de implantación

para la ciudad de Madrid, diseñamos la infraestructura óptima para cargar las baterías de

las motocicletas: para este punto hemos elegido una granja solar de paneles

fotovoltaicos conectada a red, con el estudio preciso de colas que permita tener siempre

disponibles las baterías cuando sean requeridas.

Otros factores que nos han llevado a elegir los vehículos eléctricos como

alternativa a los actuales, a parte de el evidente decremento de emisiones, son las

ventajas que por definición presentan los motores eléctricos frente a los de gasolina: son


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motores silenciosos, pueden producir más par y más elasticidad que los motores

convencionales, tienen una respuesta más inmediata en conducción, y con las últimas

implantaciones tecnológicas recuperan energía en las desaceleraciones (frenos

regenerativos), hoy en día estos vehículos gozan de una alta autonomía que permite

realizar su jornada laboral completa a un agente, sobretodo, el hecho de extraer la

energía eléctrica de baterías nos da la opción de usar la motocicleta más tiempo si se

tienen preparadas baterías cargadas. Además de todo esto, la conducción es más suave y

fácil, lo que es una ventaja para la formación de los agentes. Otra ventaja importante es

que ya no necesitamos una batería auxiliar para alimentar los accesorios de la

motocicleta, sino que toda la energía la podemos extraer de las baterías de ión litio, la

motora y la de los accesorios. Prácticamente, sus únicas desventajas son su complejidad

tecnológica, que supone un mayor gasto si existe avería, y el precio de compra (no el de

mantenimiento).

Con la implantación de las nuevas flotas de motocicletas se pretende reducir la

carga de emisión de dióxido de carbono en un total de 11206 toneladas de CO2

anuales, de un total de aproximadamente 9 millones de toneladas anuales de CO2.


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Moto g/Km horas uso km/dia g/dia T/año

Piaggio125 130 20 35 4550 1.66

Piaggio150 140 20 200 28000 10.22

totales 865 1436.55

956 9770.32

Tabla 1.1: resumen del cálculo de las emisiones eliminadas


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1.2 Contaminación y Calentamiento Global

1.2.1. EMISIONES DE DIÓXIDO DE CARBONO.

Una de los principales motivaciones de este proyecto es la reducción de dióxido

de carbono como consecuencia de sustituir los vehículos actuales de los cuerpos

(Piaggio Hexagon 150 y 125) por las motocicletas eléctricas.

1.2.1.1 Calentamiento global.

El dióxido de carbono es un gas natural, en tanto que ya existía en la atmósfera

antes de la aparición del hombre. Pero desde la Revolución Industrial y debido

principalmente al uso intensivo de los combustibles fósiles en las actividades

industriales y el transporte, se han producido sensibles incrementos en las cantidades de

óxidos de nitrógeno y dióxido de carbono emitidas a la atmósfera, con el agravante de

que otras actividades humanas, como la deforestación, han limitado la capacidad

regenerativa de la atmósfera para eliminar el dióxido de carbono, principal responsable

del efecto invernadero. Estos cambios causan un paulatino incremento de la temperatura

terrestre, el llamado cambio climático o calentamiento global que, a su vez, es origen de

otros problemas ambientales:


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· Desertización y sequías, que causan hambrunas.

· Deforestación.

· Inundaciones.

· Fusión de los casquetes polares y otros glaciares, que causa un ascenso del

nivel del mar, sumergiendo ciudades costeras.

· Destrucción de ecosistemas.


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Figura 2.1: Emisiones de CO2 por zona geográfica, a 1986 y previsión para el

2100

El Sol es el responsable de casi toda la energía que alcanza desde el exterior la

superficie de la Tierra. El Sol emite radiación que se puede considerar de onda corta,


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centrada en torno a la parte del espectro a la que son sensibles los ojos, y que llamamos

por ello luz visible. Incluye también dosis significativas de radiación ultravioleta, de

longitud de onda menor que la visible. La parte ultravioleta es absorbida en buena parte

por el ozono y otros gases en la alta atmósfera, contribuyendo a su calentamiento,

mientras que la luz visible traspasa la atmósfera casi sin problemas. La Tierra intercepta

una energía del Sol que en la parte superior de la atmósfera vale 1366 W/m2. Sin

embargo, sólo intercepta energía la sección de la Tierra orientada hacia el Sol, mientras

que la emite toda la superficie terrestre, así que hay que dividir la constante solar entre

4, lo que lleva a 342 W/m2. De la radiación que llega al planeta, principalmente en

forma de luz visible, una parte es reflejada inmediatamente. Esta fracción de energía

que es devuelta inmediatamente al espacio se llama albedo, y para la Tierra vale 0,313

(31,3%), así que se pierden en el espacio 0,313 * 342 = 107 W/m2, por lo que quedan

342-107=235 W/m2 que es la energía que no es reflejada por la atmósfera, el suelo

sólido o el océano.

El albedo de la Tierra es un factor causal importante de su clima, afectado por

causas naturales y también por otras antropogénicas. Es frecuente confundir los efectos

del albedo con los del efecto invernadero, pero el primero se refiere a energía devuelta

directamente al espacio, mientras que el segundo lo hace a energía primero absorbida y

luego emitida. En el primer caso se trata de los mismos fotones llegados desde el Sol, en

el segundo se trata de los que la Tierra emite, tras calentarse, precisamente por no haber

reflejado toda la radiación solar.


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Con vistas a frenar el fenómeno del cambio climático, se impulsó el Protocolo

de Kioto sobre el cambio climático. Es un instrumento internacional que tiene por

objeto reducir las emisiones de seis gases provocadores del calentamiento global:

Dióxido de carbono (CO2), Gas metano (CH4), Óxido nitroso (N2O), además de tres

gases industriales fluorados: Hidrofluorocarbonos (HFC), Perfluorocarbonos (PFC) y

Hexafluoruro de azufre (SF6), en un porcentaje aproximado de un 5%, dentro del

periodo que va desde el año 2008 al 2012, en comparación a las emisiones al año 1990.

Por ejemplo, si la contaminación de estos gases en el año 1990 alcanzaba el 100%, al

término del año 2012 deberá ser del 95%. Es preciso señalar que esto no significa que

cada país deba reducir sus emisiones de gases regulados en un 5%, sino que este es un

porcentaje a nivel global y, por el contrario, cada país obligado por Kioto tiene sus

propios porcentajes de emisión que debe disminuir.

Este instrumento se encuentra dentro del marco de la Convención Marco de las

Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), suscrita en 1992 dentro de lo

que se conoció como la Cumbre de la Tierra de Río de Janeiro. El Protocolo vino a dar

fuerza vinculante a lo que en ese entonces no pudo hacer la UNFCCC.

1.2.1.2 Riesgos.

Además de su efecto sobre el cambio climático, el dióxido de carbono puede

tener efectos nocivos sobre la salud. Su ingestión puede causar irritación, náuseas,


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vómitos y hemorragias en el tracto digestivo, así como su inhalación produce vértigo,

dolor de cabeza, taquicardia, aumento de la presión sanguínea, asfixia o hiper-

ventilación, mientras que una exposición prolongada puede afectar al metabolismo.


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1.2.2 PROBLEMA ENERGÉTICO ACTUAL

Es necesario establecer un marco histórico para englobar las circunstancias que

se han dado en estas últimas décadas en el sector energético, que sin duda han

conllevado al desarrollo de las energías renovables como una alternativa de producción

de electricidad.

Por un lado, y debido al desarrollo tecnológico incesante de los últimos tiempos,

se ha producido una gran proliferación de gases nocivos para el medio ambiente,

acentuando fenómenos como el efecto invernadero, y llevando incluso al temor social

de un cambio climático que según muchos podría estar comenzando. Así, se celebra en

Río de Janeiro en junio de 1992 la Cumbre de Río por la CNUMAD, Conferencia de las

Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y Desarrollo, a la que acuden representantes

de 172 países. En dicha Cumbre se establecen los problemas ambientales existentes y se

proponen soluciones a corto, medio y largo plazo; Los acuerdos aprobados son:

1) Declaración de Río sobre Medio Ambiente y Desarrollo: define los derechos

y responsabilidades de las naciones en búsqueda del progreso y el bienestar de la

humanidad.

2) La Agenda 21: programa de acción a favor del desarrollo sostenible y de la

erradicación de la pobreza.


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3) Convenio sobre la Diversidad Biológica: los objetivos son la conservación de

la diversidad biológica, utilizar de forma sostenible los recursos naturales vivos y

conseguir una participación justa y equitativa de los beneficios derivados del uso de los

recursos genéticos.

4) Convención Marco sobre el Cambio Climático: acuerdo para estabilizar las

concentraciones de gases causantes de efecto invernadero en la atmósfera, hasta unos

valores que no interfieran en el cambio climático mundial. En 1997, en la tercera

reunión de la Convención Marco sobre el Cambio Climático, se aprueba el Protocolo de

Kyoto que antes comentábamos.

5) Declaración de principios sobre los Bosques: consenso mundial para orientar

la gestión, conservación y desarrollo sostenible de los bosques. Por otro lado, es

necesario recordar el extraordinario aumento del precio del barril de petróleo que se ha

dado en los últimos tiempos. Esto es debido a la escasez de este recurso en el mercado

mundial, provocada asimismo por el continuo incremento de la demanda de las

economías en proceso de expansión. Algunos países ya están quedándose sin petróleo y

las filas de espera para adquirir los suministros de este recurso son ahora organizados

por el precio.

Bien es cierto que las necesidades de crudo se sitúan por encima de los 1.5

millones de barriles por día, y que las necesidades van en aumento.


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Figura 2.2: Evolución de las curvas de consumo por áreas geográficas, a 2003

Según la asociación para el Estudio del Petróleo y el Gas, ASPO, la producción

mundial de petróleo iniciará su declinación entre el año 2007 y el 2010, lo que supondrá

una escasez severa.


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Figura 2.3: Curva de la declinación de la producción mundial de petróleo según

la ASPO.

Como se puede observar, existe actualmente un problema energético ya que el

petróleo se está agotando. Recurrir a otros tipos de energía como la procedente de la

combustión del carbón o de ciclos combinados de gas no es la solución total a este

problema, ya que aunque se pongan todos los medios existentes para reducir en lo

posible las emisiones, éstas aún se siguen produciendo.


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1.2.3 ENERGÍAS RENOVABLES

Debido a todo lo anteriormente expuesto, y unido a la importante dependencia

energética que presenta España (en torno al 80%), se hace necesario el empleo de

energías alternativas de apoyo para la producción de energía eléctrica. El crecimiento

sustancial de las fuentes renovables, junto a una importante mejora de la eficacia

energética, responden a motivos de estrategia económica, social y medioambiental,

además de resultar la base para cumplir los compromisos internacionales en materia de

medio ambiente.

Figura 2.4: Coste del barril de petróleo en dólares en función de la producción

total diaria a 2003


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Es necesario recordar las ventajas medioambientales que ofrecen las energías

renovables frente a los recursos fósiles; un mayor empleo de fuentes renovables reduce

la contribución del sistema energético al efecto invernadero y en cierto modo minimiza

las externalidades en los procesos de generación de energía eléctrica.

En este sentido, el Plan de Energías Renovables en España (PER) 2005-2010,

que constituye la revisión del Plan de Fomento de las Energías Renovables en España

2000-2010, trata de mantener el compromiso de cubrir con fuentes renovables al menos

el 12% del total de la energía consumida para el 2010. Informa así mismo de las

políticas a seguir por todos los países europeos para el fomento de las energías

renovables, que se llevan a cabo desde la aprobación del Libro Blanco en 1997.

En definitiva, lo que se pretende es reforzar un importante eslabón en la política

energética y facilitar, al mismo tiempo, el cumplimiento de determinados compromisos

medioambientales, como el Protocolo de Kyoto antes mencionado. Todo esto con el

único fin de contribuir de manera eficaz a un desarrollo económico sostenible.


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Figura 2.5: Evolución del precio del petróleo en las últimas décadas según la

OPEP. Precio nominal y precio referenciado a 1973


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1.2.4 LA LEY EURO-2

En la actualidad, una motocicleta produce hasta 100 veces más emisiones

contaminantes que un automóvil. Por este motivo el Parlamento Europeo aprobó el

miércoles una propuesta que obliga a los fabricantes de motos a producir vehículos más

respetuosos con el medioambiente.

Esta nueva ley, conocida con el nombre de Euro-3, entrará en vigor el 1 de enero

de 2006. A partir de esa fecha, cualquier motocicleta que se fabrique en la UE deberá

ser más «limpia» y como máximo podrá emitir los mismos niveles de dióxido de

carbono (CO2) que un «turismo nuevo de 2000». Un año después, el 1 de enero de

2007, ya no se podrá comercializar ningún modelo que no cumpla la nueva norma.

La Euro-3 es la última fase de un plan de la Unión Europea que pretende hacer

menos contaminante el actual parque motociclista de Europa. Sin embargo, hasta la

llegada de esta directriz, los fabricantes tendrán que aprobar un examen previo.

Se trata de la segunda etapa (Euro-2) de esta ley, que entrará en funcionamiento

a partir del 17 de junio de 2002, para ciclomotores, y del 1 de enero de 2003 para los

vehículos de mayor cilindrada.Las motocicletas y ciclomotores que se fabriquen a partir

de esa fecha deberán reducir los niveles de emisiones de dióxido de carbono hasta los

5,5 g/km.


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Una norma europea sobre emisiones es un conjunto de requisitos que regulan los

límites aceptables para las emisiones de gases de combustión de los vehículos nuevos

vendidos en los Estados Miembros de la Unión Europea. Las normas de emisión se

definen en una serie de directivas de la Unión Europea con implantación progresiva que

son cada vez más restrictivas.

Actualmente, las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOX), Hidrocarburos (HC),

Monóxido de carbono (CO) y partículas están reguladas para la mayoría de los tipos de

vehículos, incluyendo automóviles, camiones, trenes, tractores y máquinas similares,

barcazas, pero excluyendo los barcos de navegación marítima y los aviones. Para cada

tipo de vehículo se aplican normas diferentes. El cumplimiento se determina

controlando el funcionamiento del motor en un ciclo de ensayos normalizado. Los

vehículos nuevos no conformes tienen prohibida su venta en la Unión Europea, pero las

normas nuevas no son aplicables a los vehículos que ya están en circulación. En estas

normas no se obliga el uso de una tecnología en concreto para limitar las emisiones de

contaminantes, aunque se consideran las técnicas disponibles a la hora de establecer las

normas.

El objetivo fijado en el Protocolo de Kyoto es reducir las emisiones de una serie

de gases de efecto invernadero en un 8 % durante el período 2008-2012 en relación con

los niveles de 1990.

Las emisiones de dióxido de carbono procedentes del transporte han aumentado

rápidamente en los últimos años, del 21% del total de emisiones en 1990 al 28% en el


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2004. Sin embargo, en la actualidad no existen normas sobre el límite de emisiones de

CO2 procedentes de la combustión en los vehículos.

Se considera que las emisiones de CO2 originadas por el transporte en la Unión

Europea actualmente constituyen el 3,5% de emisiones globales de CO2. Entre 1992 y

2007 los gases nocivos con que los aviones contaminan Europa aumentaron en un 89%.

El transporte aéreo es uno de los máximos responsables de la escalada de emisiones

contaminantes que aceleran el cambio climático. Las medidas que se adopten para

reducir las emisiones de CO2, tendrán que incluir la reducción de las emisiones del

transporte.

Los turismos representan aproximadamente la mitad de las emisiones de CO2

relacionadas con el transporte en la Unión Europea y el transporte aéreo que representa

el 12% de las emisiones de CO2 procedentes del transporte.

Uno de los objetivos de la Directiva 1999/94/CE del Parlamento Europeo y del

Consejo, de 13 de diciembre de 1999, relativa a la disponibilidad de la información a los

consumidores sobre el consumo de combustible y las emisiones de CO2 respecto de la

comercialización de los turismos nuevos es garantizar que la información pertinente y

comparable sobre el consumo de combustible y las emisiones de CO2 de los turismos

nuevos ofrecidos en venta o alquiler en la Unión Europea se pone a disposición de los

consumidores a fin de que los consumidores puedan elegir con conocimiento de causa,

impulsando de ese modo a los fabricantes a hacer lo necesario para reducir el consumo

de los automóviles. El hecho de que se coloquen etiquetas en los coches de segunda


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mano en el punto de venta podría influir en los compradores de turismos nuevos,

inclinándolos hacia vehículos de bajo consumo, ya que esta característica se tendría en

cuenta para la reventa del vehículo.

Figura 2.6: restricción según versión de la ley para óxidos nitrosos en vehículos

de gasolina


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Figura 2.7: restricción según versión de la ley para óxidos nitrosos en

vehículos diesel

En Reino Unido, el planteamiento inicial se consideró ineficaz. La forma en que

se presentó la información era demasiado complicada de entender para los

consumidores. Como resultado, los fabricantes de automóviles en el Reino Unido

acordaron voluntariamente poner una etiqueta de color "más sencilla para el

consumidor" que muestra las emisiones de CO2 en todos los vehículos nuevos a partir

de septiembre de 2005, con una letra desde la A (menos de 100 g de CO2 por Km) a la

F (más de 186 g/Km). El objetivo de la nueva "etiqueta verde" es dar a los

consumidores una información clara sobre el rendimiento medioambiental de los

diferentes vehículos.


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Otros países miembros de la Unión Europea están también en proceso de

introducir este tipo de etiquetas.

Los límites de emisiones de CO2 generadas por los vehículos están sujetos a un

acuerdo voluntario (en esto difieren de los límites obligatorios en la legislación CAFE

de Estados Unidos) entre la UE y los fabricantes de automóviles (véase acuerdo

ACEA). En última instancia, el objetivo de la Unión Europea con los acuerdos

voluntarios es contribuir a llegar a un promedio de emisiones de CO2 (que se miden de

acuerdo a la Directiva de la Comisión 93/116/CE) de 120 g/Km para todos los nuevos

vehículos de turismo para el año 2012.

Sin embargo, como resulta cada vez más claro que el acuerdo inicial no se

cumplirá (habiendo logrado sólo 160 g/km en 2005, desde los 186 g/km en 1995), los

legisladores han comenzado a considerar una nueva reglamentación.

A finales de 2005, el Parlamento Europeo aprobó una resolución en apoyo a las

obligatorias normas de emisión de CO2 para sustituir a los actuales compromisos

voluntarios de los fabricantes y al etiquetado.

A finales de 2006, en respuesta a un nuevo informe desarrollado por la

Federación Europea de Transporte y Medio Ambiente documentando falta de progreso

en las metas de carácter voluntario, la Comisión Europea anunció que estaba trabajando

en una propuesta para limitar las emisiones de CO2 de los automóviles.


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El 7 de febrero de 2007, la Comisión Europea publicó su propuesta de proyecto

legislativo (COM 2007 0019) para limitar la media de emisiones de CO2 de la flota de

vehículos europeos a los 120 g/Km. Sin embargo, esto no quiere decir que todos los

fabricantes tendrían una media de 120 g/km para sus vehículos. Algunos grandes

fabricantes de automóviles pequeños, tales como Fiat, Renault, Peugeot y Citroen ya

están muy cerca del objetivo, mientras que los fabricantes de pequeño volumen de

ventas en automóviles pequeños producen automóviles con más emisiones por km,

como BMW, Mercedes, Audi, Saab y Porsche, situándose más lejos de alcanzar ese

objetivo. Lejos de ser sorprendente los fabricantes franceses quieren un objetivo global,

mientras que los fabricantes alemanes manifiestan que un objetivo general destruiría sus

industrias.

La Federación Europea de Transporte y Medio Ambiente insiste en la necesidad

de un objetivo a más largo plazo que disminuya a la mitad el consumo de combustible

de los automóviles nuevos durante la década de 2010, alcanzando los 80 g de CO2/km

hacia el 2020. La media de emisiones de los vehículos nuevos producidos en la Unión

Europea se redujo hasta los 160 g CO2/Km (reduciendo sólo el 0.2% en 2006) y todavía

podría cumplirse el objetivo voluntario de 140 g CO2/Km para el 2008.

La Asociación de Fabricantes Europeos de Automóviles (ACEA, por sus siglas

en inglés) solicitó ampliar el plazo al menos hasta 2015 y un enfoque diferente que

permita a los constructores reducir las emisiones de CO2 con una viabilidad económica.

De igual manera, ACEA solicitó a los gobiernos de la Unión Europea el desarrollo de

políticas que incentiven la demanda de vehículos con reducidas emisiones de CO2.


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Las etapas son normalmente denominadas Euro 1, Euro 2, Euro 3, Euro 4 y Euro

5 para vehículos ligeros. Las series correspondientes de las normas para vehículos

pesados utilizan números romanos en vez de números arábigos (Euro I, Euro II, etc.)

El marco jurídico consiste en una serie de directivas, cada una es una

modificación de la Directiva 70/220/CEE. Se presenta aquí una lista resumida de las

normas, cuándo entran en vigor, qué se aplicará en cada una de ellas, y qué directivas de

la UE proporcionan una definición de cada norma.

Hablando de otros agentes contaminantes:

* Euro 1 (1993):

o Para turismos - 91/441/CEE.

o También para turismos y para camiones ligeros - 93/59/CEE.

* Euro 2 (1996) para turismos - 94/12/CE (& 96/69/CE)

* Euro 3 (2000) para cualquier vehículo - 98/69/CE

* Euro 4 (2005) para cualquier vehículo - 98/69/CE (& 2002/80/CE)


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* Euro 5 (2008/9) para cualquier vehículo - (COM(2005) 683 - propuesto)

Estos límites sustituyen a la directiva original 70/220/CEE sobre límites de

emisión.

Las clasificaciones de los tipos de vehículos están definidas por:

* Directiva 2001/116/CE de la Comisión, de 20 de diciembre de 2001, por la

que se adapta al progreso técnico la Directiva 70/156/CEE del Consejo relativa a la

aproximación de las legislaciones de los Estados miembros sobre la homologación de

vehículos de motor y de sus remolques

* Directiva 2002/24/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de

marzo de 2002, relativa a la homologación de los vehículos de motor de dos o tres

ruedas y por la que se deroga la Directiva 92/61/CEE del Consejo.

En el área de los combustibles, la directiva sobre biocombustibles de 2001 exige

que el 5,75% de todos los transportes que usan combustibles fósiles deben sustituir su

uso por biocombustibles antes del 31 de Diciembre de 2010, con un objetivo intermedio

del 2% a finales de 2005.

Sigmar Gabriel, ministro alemán de medio ambiente, rechaza pedir prorrogar el

plazo para aplicar la reducción de CO2.


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Normativa sobre emisiones para turismos:

Los gases de escape son mucho menos nocivos que hace un decenio, gracias a

las normas sobre emisiones.

Las normas sobre emisiones para turismos y vehículos industriales ligeros se

resumen en las siguientes tablas. Desde la etapa Euro 2, los reglamentos de la UE

introducen diferentes límites de emisiones para los vehículos diesel y gasolina. Los

diesel tienen normas más estrictas normas de CO pero se les permite más emisiones de

NOx. Los vehículos de gasolina están exentos de las normas de PM hasta la etapa Euro

4 (la etapa Euro 5 propuesta introduce normas para PM algunos automóviles de

gasolina).

Vehículo ecológico avanzado (Enhanced environmentally friendly vehicle en

inglés o EEV en sus siglas en inglés) es un término usado en las normas europeas sobre

emisiones para la definición de un "vehículo limpio" de más de 3500 kg en las

categorías M2 y M3.

Ciclo de ensayos:

Para comprobar reducciones reales de las emisiones es fundamental que los

ciclos de ensayos que se realizan, en la medida de lo posible, reflejen situaciones de

conducción normales. Recientemente se descubrió que los fabricantes de motores se

comprometerían en lo que se llamó "cycle beating" para optimizar el rendimiento de


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emisiones para el ciclo de ensayos, mientras que las emisiones en condiciones típicas de

conducción son mucho mayores de lo esperado, lo que socava las normas y la salud

pública. Una investigación reciente de dos institutos de tecnología alemana descubrió

que, para los automóviles diesel, las reducciones de NOx se han alcanzado realmente

después de 13 años de que las normas empezaran a ser más estrictas, con las etapas

Euro I a Euro IV.

Críticas:

* Greenpeace pidió el 12 de diciembre de 2007 a la Comisión Europea que

modifique el borrador de la norma, cuya presentación estaba prevista para el 19 de

diciembre, de forma que los vehículos pesados no sean favorecidos en cuanto a las

emisiones de CO2.

* Dieter Zetsche, presidente del grupo Daimler, asegura que será difícil que la

industria alcance en 2012 el límite de emisiones de 120 g CO2/Km.


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1.2.5 ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA

Aunque en la actualidad la energía solar fotovoltaica sólo supone el 0.001% de

energía total producida a nivel mundial, se prevé un rápido y significativo crecimiento

de su implantación, dado el compromiso de los países a apostar por este tipo de energías

limpias, y al desarrollo de la tecnología. La industria del sector fotovoltaico está

experimentando en los últimos años un crecimiento medio anual superior al 30%.

Tradicionalmente el uso de la energía solar fotovoltaica ha sido destinada a

aplicaciones aisladas de red eléctrica. Sin embargo, desde hace algunos años la

incorporación de esta tecnología al entorno urbano ha facilitado su distribución y

desarrollo. Se trata de la única tecnología capaz de producir allí donde se consume,

reduciendo en gran medida la saturación de las redes así como las pérdidas por

transporte de electricidad.

A continuación se expone el funcionamiento básico de una instalación

fotovoltaica.

La energía solar fotovoltaica aprovecha la radiación del Sol en sus componentes

directa y difusa a través de lo que se conoce como paneles fotovoltaicos. Éstos están

formados por dispositivos semiconductores de tipo diodo que al recibir la radiación

solar se excitan y provocan saltos electrónicos, generando una pequeña diferencia de

potencial en sus extremos. Así, mediante el acoplamiento en serie y en paralelo de estos


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módulos fotovoltaicos se puede obtener gran variedad de tensiones y corrientes en

corriente continua. La corriente eléctrica que proporcionan los paneles se transforma en

corriente alterna a partir de un convertidor CC-AC. Para poder verter esta energía en la

red es necesario transformar la tensión a un valor adecuado mediante un transformador,

que además proporcionará a la instalación el aislamiento galvánico.

Como se puede observar es una forma sencilla de producir electricidad. El

inconveniente es, como ya se ha dicho, que se trata de una tecnología que todavía no se

encuentra muy desarrollada, lo que hace que la inversión sea elevada. Es por esto que el

Estado ofrece unas ayudas en forma de primas, que serán estudiadas más adelante, para

que su construcción sea viable, y así favorecer el desarrollo de esta forma de energía

limpia


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1.2.6 JUSTIFICACIÓN (GRANJA SOLAR)

El objetivo de potencia instalada en España en el 2010 para la energía solar

fotovoltaica, estimado en el Plan de Fomento e Infraestructuras 2002/2010, es de 143.7

Mwp instalados.

Para conducir este proceso de aumento de potencia se han desarrollado diversos

textos legales a través de los cuales se ha ido regularizando y sistematizando la

metodología de implantación y de operación de estas centrales.

Así, en estos textos se pueden encontrar dos regímenes legales de producción de

electricidad: uno ordinario, y otro especial, en el que se engloban todas las renovables.

En este último, cabe la posibilidad de subvencionar el precio de generación y primar a

los productores a través de fondos europeos, estatales o comunitarios, con el único fin

de implantar esta tecnología de forma sencilla en el sistema eléctrico español.

Desde el RD 436/2004 se establece un límite superior de potencia instalada para

percibir la máxima retribución. Este límite se estableció en un principio en 5Kw, y se

amplió hasta los 100Kw actuales en la última revisión del 2006. Las tarifas, primas e

incentivos establecidas en la actualidad son las siguientes: Para instalaciones de menos

de 100kw de potencia instalada se establece una prima del 575 por ciento durante los

primeros 25 años desde su puesta en marcha y 460 por ciento a partir de entonces; para

el resto de instalaciones la tarifa es de 300 por ciento durante los primeros 25 años


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desde su puesta en marcha y 240 por ciento a partir de entonces. La prima establecida es

de 250 por ciento durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y 200 por

ciento a partir de entonces. Cada cuatro años a partir del 2006 se procederá a la revisión

del RD 436/2004. Las tarifas, incentivos y complementos que resulten de cualquiera de

las revisiones entrarán en vigor el uno de enero del segundo año posterior al año en el

que se haya efectuado la revisión.

A parte, a través del IDAE y en colaboración con el ICO e instituciones

financieras, se están desarrollando planes de ayudas y subvenciones a las energías

renovables, donde la solar fotovoltaica tiene una gran preferencia. La energía solar

fotovoltaica ha sido en estos últimos años la energía que ha logrado un mayor despegue,

ya que ha aumentado en gran medida tanto el número de proyectos aprobados como el

número de fondos públicos comprometidos.

Como se puede observar, todas estas políticas favorables a la energía solar

fotovoltaica han hecho que en España se esté aumentando y potenciando el desarrollo

de esta tecnología. Aunque por el momento se trate de una forma de energía algo cara

dado su escaso desarrollo tecnológico, las subvenciones antes citadas hacen que los

proyectos desarrollados sean viables, que es la justificación de los mismos. En

contrapartida cabe citar la dependencia tan importante de esta tecnología de la política

de subvenciones, dando lugar a un mercado muy ligado a los ciclos administrativos.


Página 34

Figura 2.8: Evolución histórica de la potencia fotovoltaica total instalada en

España.


Página 35

1.3 Baterías y Motocicletas Eléctricas

1.3.1 BREVE INTRODUCCIÓN

Se le llama batería eléctrica, acumulador eléctrico o simplemente acumulador, al

dispositivo que almacena energía eléctrica usando procedimientos electroquímicos y

que posteriormente la devuelve casi en su totalidad; este ciclo puede repetirse por un

determinado número de veces. Se trata de un generador eléctrico secundario; es decir,

un generador que no puede funcionar sin que se le haya suministrado electricidad

previamente mediante lo que se denomina proceso de carga.

También se le suele denominar batería, puesto que, muchas veces, se conectan

varios de ellos en serie, para aumentar el voltaje suministrado. Así, la batería de un

automóvil está formada internamente por 6 elementos acumuladores del tipo plomo-

ácido, cada uno de los cuales suministra electricidad con una tensión de unos 2 V, por lo

que el conjunto entrega los habituales 12 V, o por 12 elementos, con 24 V para los

camiones.

El término pila, en castellano, denomina los generadores de electricidad no

recargables. Tanto pila como batería son términos provenientes de los primeros tiempos


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de la electricidad, en los que se juntaban varios elementos o celdas — en el primer caso

uno encima de otro, "apilados", y en el segundo, adosados lateralmente, "en batería",

como se sigue haciendo actualmente, para así aumentar la magnitud de los fenómenos

eléctricos y poder estudiarlos sistemáticamente. De esta explicación se desprende que

cualquiera de los dos nombres serviría para cualquier tipo, pero la costumbre ha fijado

la distinción.

El funcionamiento de un acumulador está basado esencialmente en algún tipo de

proceso reversible; es decir, un proceso cuyos componentes no resulten consumidos ni

se pierdan, sino que meramente se transformen en otros, que a su vez puedan retornar al

estado primero en las circunstancias adecuadas. Estas circunstancias son, en el caso de

los acumuladores, el cierre del circuito externo, durante el proceso de descarga, y la

aplicación de una corriente, igualmente externa, durante el de carga.

Resulta que procesos de este tipo son bastante comunes, por extraño que

parezca, en las relaciones entre los elementos químicos y la electricidad durante el

proceso denominado electrólisis, y en los generadores voltaicos o pilas. Los

investigadores del siglo XIX dedicaron numerosos esfuerzos a observar y a esclarecer

este fenómeno, que recibió el nombre de polarización.


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Figura 3.1: Esquema esencial del proceso de polarización de la pila Zn-Cu de

Volta.

Un acumulador es, así, un dispositivo en el que la polarización se lleva a sus

límites alcanzables, y consta, en general, de dos electrodos, del mismo o de distinto

material, sumergidos en un electrolito.


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1.3.2 EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LAS BATERÍAS

Alessandro Volta comunica su invento de la pila a la Royal London Society, el

20 de marzo de 1800.

Johann Wilhelm Ritter construyó su acumulador eléctrico en 1803. Como

muchos otros que le siguieron, era un prototipo teórico y experimental, sin posible

aplicación práctica.

En 1860, Gaston Planté construyó el primer modelo de acumulador de plomo-

ácido con pretensiones de ser un aparato utilizable, lo que no era más que muy

relativamente, por lo que no tuvo éxito. A finales del siglo XIX, sin embargo, la

electricidad se iba convirtiendo rápidamente en artículo cotidiano, y cuando Planté

volvió a explicar públicamente las características de su acumulador, en 1879, tuvo una

acogida mucho mejor, de modo que comenzó a ser fabricado y utilizado casi

inmediatamente, iniciándose un intenso y continuado proceso de desarrollo para

perfeccionarlo y soslayar sus deficiencias, proceso que dura hasta nuestros días.

Thomas Alva Edison inventó, en 1900, otro tipo de acumulador con electrodos

de hierro y níquel, cuyo electrolito es la potasa cáustica (KOH). Empezaron a

comercializarse en 1908, y son la base de los actuales modelos alcalinos, ya sean

recargables o no.


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También hacia 1900, en Suecia, Junger y Berg inventaron el acumulador Ni-Cd,

que utiliza ánodos de cadmio en vez de hierro, siendo muy parecido al de ferroníquel en

las restantes características.


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1.3.3 BATERÍAS ACTUALES

Baterías Litio-Ion: las Baterías Litio-Ion (Li-ion) utilizan un ánodo de Litio y un

cátodo de Ion. Su desarrollo es más reciente, y permite llegar a densidades del orden de

115 Wh/kg. Además, no sufren el efecto memoria.

Baterías Polímero de Litio (Li-poli): son una variación de las Baterías Litio-Ion

(Li-ion). Sus características son muy similares, pero permiten una mayor densidad de

energía, así como una tasa de descarga bastante superior.

Parámetros de un acumulador:

* La tensión o potencial (en voltios) es el primer parámetro a considerar, pues

es el que suele determinar si el acumulador conviene al uso a que se le destina. Viene

fijado por el potencial de reducción del par redox utilizado; suele estar entre 1 V y 4 V

por elemento.

* La corriente que puede suministrar el elemento, medida en ampere (A), es el

segundo factor a considerar. Especial importancia tiene en algunos casos la corriente

máxima obtenible; p. ej., los motores de arranque de los automóviles exigen esfuerzos

brutales de la batería cuando se ponen en funcionamiento (decenas de A), por lo que

deben actuar durante poco tiempo.


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* La capacidad eléctrica se mide en la práctica por referencia a los tiempos de

carga y de descarga en Ah. La unidad SI es el coulomb (C).

1 Ah = 1000 mAh = 3600 C; 1 C = 1 Ah/3600 = 0,278 mAh.

Téngase en cuenta, sin embargo, que, cuando le den indicaciones en el cuerpo de

las baterías o en sus envases, como Cárguese a C/10 durante 12 horas, la letra C no se

refiere al coulomb, sino a la carga máxima que puede recibir el acumulador, de modo

que en el caso anterior, si la capacidad del acumulador fuesen 1200 mAh, se le debería

aplicar una corriente de carga de 1200/10 = 120 mA durante el número de horas

indicado.

* La energía almacenada se mide habitualmente en Wh (watt-hora); la unidad

SI es el joule (unidad).

1 Wh = 3600 J = 3,6 kJ; 1 J = 0,278 mWh

* La resistencia de los acumuladores es muy inferior a la de las pilas, lo que

les permite suministrar cargas mucho más intensas que las de éstas, sobre todo de forma


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transitoria. Por ejemplo, la resistencia interna de un acumulador de plomo-ácido es de

0,006 ohm, y la de otro de Ni-Cd, de 0,009 ohm.

* En fin, otra de las características importantes de un acumulador es su masa;

es decir, lo que pesa, y la relación entre ella y la capacidad eléctrica (Ah/kg) o la energía

(Wh/kg) que puede restituir. En algunos casos puede ser también importante el volumen

que ocupe (en m3 o en litros).

* El rendimiento es la relación porcentual entre la energía eléctrica recibida en

el proceso de carga y la que el acumulador entrega durante la descarga. El acumulador

de plomo-ácido tiene un rendimiento de más del 90%.


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Tipo Energía /

peso

Tensión por

elemento (V)

Duración

(años)

T de

carga

Descarga

Pb

30-50

Wh/kg

2 V 20-30 8-16h 5%

Ni-Cd

48-80

Wh/kg

1,25 V 12-51 1h 20%

Ni-H

60-120

Wh/kg

1,25 V 100-200 2h-4h 30%

Li-ion

110-160

Wh/kg

3,16 V 400-500 2h-4h 10%

Li-Po

100-130

Wh/kg

3,16 V 10000-5000 1h-1.5h 10%

Tabla 3.1: tabla comparativa de los diferentes tipos de acumulador


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1.3.4 LAS BATERÍAS COMO CONTAMINANTES

Como se ha visto, las baterías contienen metales pesados y compuestos

químicos, muchos de ellos perjudiciales para el medio ambiente. Es muy importante no

tirarlas a la basura (en la mayoría de los países eso no está permitido), y llevarlas a un

centro de reciclado. Actualmente, la mayoría de los proveedores y tiendas

especializadas también se hacen cargo de las baterías gastadas.

En México, la liberación del mercurio contenido en pilas ha ocurrido a

consecuencia del uso de tres tipos de pilas: las de óxido de mercurio, las de C-Zn y las

alcalinas. En el primer tipo, el contenido de dicho metal es del 33%, y se usaron tanto

en su presentación de botón como en otros tamaños, a partir de 1955. Teóricamente, se

dejaron de producir en 1995, aunque hay fuentes de información que indican que dicho

proceso continúa en Asia y se distribuyen en el mercado internacional. Para el segundo

y tercer tipo de pilas, se sabe que durante varias décadas, antes de 1990, se les agregaba

mercurio (entre 0,5 a 1,2%) para optimizar su funcionamiento, siendo las alcalinas las

de mayor contenido; también el carbón que contienen algunas veces está contaminado

con este metal de manera natural. En 1999, el INE solicitó un análisis de muestras de

tres diferentes marcas de pilas del tipo AA, de consumo normal en México, de las

cuales dos eran de procedencia asiática (de C-Zn) y una alcalina de procedencia

europea. Los resultados fueron los siguientes: para las de procedencia asiática, los

valores obtenidos fueron de 0,18 mg/kg y de 6,42 mg/kg; en cuanto a la de procedencia

europea el resultado fue de 0,66 mg/kg; dichas cantidades, equivalentes a partes por

millón, no rebasan los límites de 0,025% establecidos en el Protocolo sobre metales


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pesados adoptado en 1998 en Aarhus, Dinamarca, por los países miembros de la

Comisión Económica para Europa de las Naciones Unidas (UNECE). El muestreo

anterior fue un hecho aislado y sería conveniente en un futuro seguir analizando el

contenido de mercurio en el mayor número de marcas posibles. Según los cálculos

presentados en el cuadro 10, se estima que se han liberado 1.232 toneladas durante los

últimos 43 años. En México, otras fuentes de mercurio la constituyen la industria de

cloro/sosa, que lo utiliza en su proceso; también productos como termómetros, varios

tipos de interruptores y lámparas fluorescentes. Según información oficial ya no se

extrae mercurio en México, aunque se dispone de datos sobre importación por un monto

de 130 toneladas en los últimos tres años. El mercurio es un contaminante local y global

por excelencia. La química ambiental correspondiente a este metal tóxico es muy

compleja, dadas sus propiedades; se evapora a temperatura ambiente y sus átomos

viajan lejos; al ser depositado en los cuerpos de agua se transforma en mercurio

orgánico (metil-mercurio) por mecanismos aeróbicos o anaeróbicos; es así como se

contaminan, entre otros, los pescados y mariscos. Otra forma de intoxicación por

mercurio es la inhalación de los vapores emitidos por el mercurio en su forma metálica

en ambientes cerrados. El metil-mercurio puede atravesar la placenta, acumularse, y

provocar daño en el cerebro y en los tejidos de los neonatos, quienes son especialmente

sensibles a esta sustancia. También puede existir exposición al mercurio a través de la

leche materna; en este caso, los efectos pueden provocar problemas de desarrollo,

retrasos en el andar, en el habla o mentales, falta de coordinación, ceguera y

convulsiones. En adultos, la exposición constante, a través de la ingesta de alimentos

contaminados, pescados por lo general, puede provocar cambios de personalidad,

pérdida de visión, memoria o coordinación, sordera o problemas en los riñones y

pulmones. La Agencia Internacional para la Investigación sobre el Cáncer (IARC, por


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sus siglas en inglés) de la Organización Mundial de la Salud (OMS), considera al metil-

mercurio y sus compuestos como posiblemente carcinogénico en seres humanos (Grupo

2B). El metil-mercurio, que es la forma más tóxica, se acumula en los tejidos de los

peces; los especímenes de mayor tamaño y de mayor edad tienden a concentrar niveles

de mercurio más altos.

Manganeso: dado que los tipos de pila más consumidos son alcalinas y C-Zn

(aproximadamente el 76% del consumo total de pilas y baterías), el óxido de manganeso

contenido en ellas es el contaminante que en mayor volumen se ha liberado al medio

ambiente en las últimas cuatro décadas, lo que representa aproximadamente 145,917

toneladas. Respecto de los efectos adversos ocasionados en la salud humana por esta

sustancia, diversos estudios sugieren efectos neurológicos serios por exposición oral al

manganeso. Por ejemplo, un estudio hecho por la OMS reporta que en 1981 se notificó

una intoxicación en una comunidad de Japón, debida a que cerca de un pozo de agua se

enterraron aproximadamente 400 piezas de pilas a una distancia aproximada de dos

metros, lo cual provocó 16 casos de envenenamiento; tres fueron fatales (incluyendo un

suicidio). Los niveles de manganeso detectados en el agua de ese pozo fueron de 14

miligramos por litro, mientras que en otros dos pozos los niveles alcanzaron 8 y 11

miligramos por litro. Los sujetos de la comunidad exhibieron desórdenes de tipo

psicológico y neurológico asociados a la intoxicación.


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1.3.5 MOTOCICLETAS ELÉCTRICAS

Historia:

� Finales de 1860: Se pueden encontrar las primeras referencias a

motocicletas eléctricas en patentes.

� 1911: De acuerdo a un artículo en Popular Mechanics está disponible la

primera motocicleta eléctrica.

� 2007:

� A123 Killacycle alimentada por una batería de ión lítio logra el

record de 270km/h al recorrer 400 metros en 7.824 segundos en

Phoenix.

� Axle Corporation planea comercializar una versión mini-scooter

del EV-X7, con un precio aproximado de 2100 dólares.

Una motocicleta o scooter eléctrica es una motocicleta que utiliza un motor

eléctrico como medio de propulsión.


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Figura 3.2: Yamaha FC-AQUEL. Propulsado por el sistema de pila de

combustible de hidrógeno, impulsado por hidrógeno comprimido proveniente

de un depósito a presión de 350 bares. Adopta un sistema híbrido que monta

una batería recargable secundaria

Tradicionalmente la fuente de energía para el motor eléctrico han sido baterías,

pero el desarrollo de pilas de combustible ha proporcionado varios prototipos.


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Figura 3.3: Yamaha Gen-RYU. La Gen -Ryu combina el motor de cuatro

cilindros en línea de la R6 con un motor eléctrico

Figura 3.4: Montaje de sistemas híbridos de potencia (motor térmico + motor

eléctrico). La diferencia entre un paralelo y un serie, está en la activación del

grupo diferencial en el eje motriz


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Ventajas del motor eléctrico sobre el de gasolina:

� Los costes de combustible para el motor eléctrico son aproximadamente

el 10% de los costes para el motor de gasolina

� Prácticamente silencioso

� Sin emisiones contaminantes directas

� Se puede utilizar en interiores

� No se necesitan viajes a la gasolinera. Se pueden recargar en el garaje.

� Mantenimiento reducido y económico. Ejemplo, no es necesario cambiar

el aceite.

Inconvenientes:

� Los gastos iniciales son mayores que en la motocicleta o scooter de

gasolina equivalente.

� Menor autonomía antes de repostar.


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� Mayor tiempo de respostaje.

� Menor velocidad máxima.

� Pocos enchufes eléctricos están instalados en las calles o carreteras.


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1.4 Benchmark: Electric Scooter BDESC-A1 Vs Piaggio

Hexagon 125

Figura 4.1: Electric Scooter BDESC-A1


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1.4.1 ELECTRIC SCOOTER BDESC-A1

Precio mercado: 1,168 Euros

Descripción:

Scooter Eléctrico

Fuerza máxima de tracción: 100 Kg

Velocidad máxima: 40-45 Km/h

Autonomía (distancia máxima): 65Km

Tiempo de carga: 8 horas

Tipo de motor: Brushless motor

Potencia: 500W

Potencia de la batería: 12 V 24 Ah


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Tensión de carga: 110 - 250 V

Peso: 98 Kg

Dimensiones: 1835 x 680 x 1120 mm (L x W x H)

* Transporte incluido

* PVP

* Homologado por la CEE

Garantía:

Motor: 12 Meses

Batería: 8 Meses


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Condensador del cargador: 6 Meses

Forma de Pago

30 % al pedido

Resto a la entrega del pedido


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Figura 4.2: Piaggio Hexagon 125


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1.4.2 PIAGGIO HEXAGON 125

Precio mercado: 1200 €

Piaggio presenta dos versiones de un mismo modelo. La versión 125 cc. y la

versión 150 cc. Ambos son scooters de lujo, pensados para proporcionar las máximas

com0odidades a sus usuarios y acompañantes, con una gran capacidad de carga, un

buen equipamiento y propulsores de suficiente potencia para poder realizar trayectos

interurbanos sin dificultades. La versión de 125 cc. está al alcance de los jóvenes de 16

años que hayan obtenido el carnet A-1.

Motor:

Propulsor monocilíndrico de dos tiempos, alimentado por un carburador de 20

mm. con starter automático, refrigeración líquida, 125 cc., engrase separado con

depósito de aceite de 1.3 litros de capacidad y arranque eléctrico. Todo ello proporciona

una potencia de 12 CV a 6800 r.p.m., un par máximo de 1.1 kgm a 5000 r.p.m. y una

velocidad de 80 km/h.

Chasis:

Monocuna en U en tubo de acero de alta resistencia y refuerzos en chapa con el

grupo motopropulsor anclado oscilante haciendo de basculante. Monta horquilla


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monobrazo con amortiguador hidráulico delante y un amortiguador hidráulico con

precarga de muelle regulable en tres posiciones detrás y como sistema de frenos monta,

freno de disco con pinza de doble pistón delante y tambor simple leva detrás.

Equipamiento:

Maletero posterior iluminado con cabida para dos cascos, parabrisas, pequeños

respaldos tanto para el conductor como para el acompañante, agarramanos a los

laterales del asiento del acompañante, tapón de llenado de combustible en la barra

central para poder repostar sin necesidad de bajarse del vehículo, caballetes central y

lateral, protector de escape, llantas de aleación ligera con neumáticos tubeless, dos

retrovisores y completo cuadro de mandos entre otros.

Colores:

En Blanco, en Negro, en Violeta metalizado o en Gris metalizado.

Garantía:

Dos años de piezas y mano de obra.


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Potencia 13,6 cv

Régimen de potencia 7,400 r.p.m

Cilindrada 123 c.c.

Nº cilindros 1

Ciclo/h 2T

Refrigeración Líquida

Arranque Eléctrico/Palanca

Cambio Automático

Transmisión Directa


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Distancia ejes 1,400 mm

Recorrido Susp. Del. MB 90 mm

Recorrido Susp. Tras. A 110 mm

Rueda Del. 110/80-10

Rueda Tras. 130/70-10

Freno Del. D/175 mm

Freno Tras. T/110 mm

Altura Asiento 770 mm


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Peso 125 Kgs

Depósito 10 litros


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1.4.3 COMPARATIVA Y CONCLUSIÓN

BDESC A1 Hexagon125

Fmax traccion Kg 100 560

Vmax Km/h 45 80

Autonomia Km 65 190

Tcarga h 8 0

Potencia w 500

Potencia bat 12 v 24 Ah

Tens Carga V 110-250


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Potencia cv 13,6

Reg Potencia rpm 7400

Deposito l 10

Peso Kg 98 125

Dimensiones mm·mm·mm 1835x680x1120

Volumen m^3 1,397536

Garantia motor meses 12 24

Garantia bateria meses 8

Precio mercado € 1168 1200


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Pago inicial € 350,4 1200

Pago entrega € 817,6 0

Garantia condensador meses 6

Estimado mantenimiento 1

anual € 200 690

Vida util moto años 6 6

Valor estimado final € 292 300

Por amortizar € 876 900

Amortizacion anual € 146 150


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Seguro € 200 500

Impuesto circulacion € 0 190


€ 1200 4140


por 100km € 8,72 15,25

Aceite € 0 1

Bujias € 0 0,5

Filtro de Aire € 0 0,5

Filtro de aceite € 0 0,5


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Suspensiones € 2 2

Correa Alternador € 0,17 0,17

Ruedas € 2 2

Bateria € 1,5 0,33

Gasolina € 0 7

Frenos € 1,25 1,25

Electricidad € 1,8 0

km/año de este cuerpo 5000 5000

Estimado mantenimiento 2 436 762,5


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anual €


€ 2616 4575

Mantenimiento total

estimado € 3816 8715

Precio total invertido en 6

años € 4984 9915

Tabla 4.1: Comparativa de prestaciones técnicas y económicas entre BDESC-A1

y Piaggio Hexagon 125. Los cálculos de estos costes vienen detallados en el

apartado 2

Las prestaciones de la motocicleta Piaggio Hexagon 125 son superiores en todos

sus ámbitos. La fuerza de tracción de la motocicleta eléctrica es de apenas el 17% de la

motocicleta que vienen utilizando los agentes. La velocidad máxima alcanzada supone

el 56%, y la autonomía en kilómetros un 34%. Si bien es cierto que la motocicleta

eléctrica, a pesar de cargar con un motor eléctrico (más pesado que uno de combustión),

es más ligera.


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Sin embargo dado que el objetivo es que la nueva motocicleta sea capaz de

cumplir las especificaciones técnicas del cuerpo en cuestión, la elección es consistente.

Ésta motocicleta pretende ser el vehículo de el 40% de los agentes definidos en este

proyecto como Cuerpo Municipal de Policía de Madrid L, que trabajan en patrullas

de a pie y usan su motocicleta para trasladarse de un punto de la ciudad a otro, y del

100% de los agentes del Cuerpo de Agentes de Seguridad Vial, que todos trabajan de

esta forma. Así bien, las especificaciones a cumplir para el vehículo que deben usar

estos agentes viene recogido en la siguiente tabla:

BDESC

A1

Especificaciones

Técnicas Cuerpos L

Fmax traccion Kg 100 80

Vmax Km/h 45 40

Autonomia Km 65 20

Tcarga h 8


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Tabla 4.2: Requisitos en prestaciones para los cuerpos tipo L. Cálculos en el

apartado 2

Podemos ver que la motocicleta eléctrica, a pesar de ser mucho menos

potente que la que pretende sustituir, cumple perfectamente con los requisitos para estos

grupos. El tiempo de carga requerido no viene especificado puesto que es función del

número de motos BDESC-A1 a implantar.

En cuanto a la comparación en costes, la elección resulta mucho más

sólida. Tienen un coste inicial parecido, con la salvedad de que el proveedor de la

motocicleta eléctrica nos permite pagar el 30% al contado y el 70% restante con la

entrega (esto ya es una ventaja en su implantación). Las garantías del proveedor son

menores para las motos eléctricas, por lo que la catástrofe por siniestros se ve

incrementada. La estimación por mantenimiento 1 pretende reflejar los costes anuales

que representan el seguro y el impuesto de circulación, además de la amortización (muy

parecida en ambas). Una motocicleta eléctrica presenta la ventaja de que el impuesto

por circulación se ve primado por el estado al no contaminar, lo que nos permite ahorrar

en la vida útil de la motocicleta casi 3000 €.

Por otro lado, la estimación por mantenimiento 2 refleja lo que es el

mantenimiento técnico del vehículo. Una motocicleta eléctrica requiere menos

mantenimiento que su homóloga de combustión y además el precio del combustible

hace la autonomía de una motocicleta de combustión mucho más elevada. Para estos


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cálculos (reflejados en el apartado 2) se ha tomado el precio de kw/h estándar de

mercado, sin tener en cuenta el beneficio económico que supondrá la instalación de la

granja solar. La diferencia en esta estimación supone casi 2000 € a favor de nuestra

elección, y los costes finales serán de 4984 € para la motocileta BDESC-A1 y de 9915

€ para la Piaggio Hexagon 125.


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1.5 Benchmark: Electric Maxi Scooter VECTRIX Vs Piaggio

Hexagon 150

1.5.1 ELECTRIC MAXI-SCOOTER VEXTRIX

Figura 5.1: Electric Maxi Scooter Vectrix


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Precio mercado: 8500€

Velocidad máxima: 100 km/h

Aceleración: 0-80 km/h - 6.8 segundos; 0-50 km/h - 3,6 segundos

Autonomía: 110 km a 40 km/h. Simulación en ciudad - 5 horas

Sistema de frenada: Mando multifunción Brevettata (DAaRT®). Aplica una

frenada con regeneración energética y retromarcha a baja velocidad

Neumáticos: Pirelli: GTS23 120/70-14 (trasero) y

GTS24 140/60 13 (delantero)

Horquilla (amortiguador): Marzocchi Telescópica

Suspensión: Sachs Twin Shocks

Bateria:

Tipo Niquel - Hidruro metálico (NiMH)


Página 73

Capacidad: 30 Ah, 3.7 kW-h

Tensión de carga: 125V

Potencia de la batería: 1.5kW de potencia a bordo

Requisitos del sistema de carga: 110V-220V (50/60Hz)

Tiempo de Carga: 2 horas (80%)

Ciclo de carga-descarga: 1,700 (80%)

Ciclo de vida de la batería: 10 años o 80,000 km

Motor & Transmisión:

Tipo de Motor: Eléctrico en corriente continua

Potencia Máxima: 20 kW a 3000 rpm

Corriente Máxima: 275 A


Página 74

Par Máximo: 65 Nm

Transmisión: Integrada en la rueda trasera, con rótor epicicloidal

Electrónica:

Sistema de Control: Electronico digital

Instrumentación: Un display analógico central y dual LCD mostrando

tacómetro, estado de la batería, cuenta quilómetros, autonomía, estado de carga,

consumo. Comunicación: Controlador Area Network (CAN)


Página 75

1.5.2 PIAGGIO HEXAGON 150

Figura 5.2: Piaggio Hexagon 150


Página 76

Precio mercado: 1500€

Piaggio presenta dos versiones de un mismo modelo. La versión 125 cc. y la

versión 150 cc. Ambos son scooters de lujo, pensados para proporcionar las máximas

com0odidades a sus usuarios y acompañantes, con una gran capacidad de carga, un

buen equipamiento y propulsores de suficiente potencia para poder realizar trayectos

interurbanos sin dificultades

Motor:

Propulsor monocilíndrico de dos tiempos, alimentado por un carburador de 20

mm. con starter automático, refrigeración líquida, 150 cc., engrase separado con

depósito de aceite de 1.3 litros de capacidad y arranque eléctrico. Todo ello proporciona

una potencia de 15 CV a 7250 r.p.m., un par máximo de 1.4 kgm a 5500 r.p.m. y una

velocidad de 110 km/h.

Chasis:

Monocuna en U en tubo de acero de alta resistencia y refuerzos en chapa con el

grupo motopropulsor anclado oscilante haciendo de basculante. Monta horquilla

monobrazo con amortiguador hidráulico delante y un amortiguador hidráulico con

precarga de muelle regulable en tres posiciones detrás y como sistema de frenos monta,

freno de disco con pinza de doble pistón delante y tambor simple leva detrás.


Página 77

Equipamiento:

Maletero posterior iluminado con cabida para dos cascos, parabrisas, pequeños

respaldos tanto para el conductor como para el acompañante, agarramanos a los

laterales del asiento del acompañante, tapón de llenado de combustible en la barra

central para poder repostar sin necesidad de bajarse del vehículo, caballetes central y

lateral, protector de escape, llantas de aleación ligera con neumáticos tubeless, dos

retrovisores y completo cuadro de mandos entre otros.

Colores:

En Blanco, en Negro, en Violeta metalizado o en Gris metalizado.

Garantía:

Dos años de piezas y mano de obra.


Página 78

Potencia 15 c.v.

Régimen potencia 7,250 r.p.m

Cilindrada 150 c.c.

Nº cilindros 1

Ciclo/h 2T

Refrigeración Líquida

Arranque Eléctrico/Palanca

Cambio Automático

Transmisión Directa

Rec Susp. Del. MB 90 mm

Rec Susp. Tras. A 110 mm

Rueda Del. 110/80-10

Rueda Tras. 130/70-10

Freno Del. D/175 mm

Freno Tras. T/110 mm

Altura Asiento 770 mm

Peso 125 Kgs

Depósito 10 litros


Página 79

Distancia ejes 1,400 mm


Página 80

1.5.3 COMPARATIVA Y CONCLUSION

Maxi

Scooter Vectrix

Piaggio

Hexagon 150

Fmax traccion Kg*m 6,4 1,4

Vmax Km/h 100 110

Autonomia Km 110 180

Tcarga h 2,5

Potencia w 1500

Potencia bat 30 Ah, 3,7 kw-h


Página 81

Tens Carga V 110-220

Potencia cv 4,78 15

Reg Potencia rpm 3000 7250

Deposito l 10

Peso Kg 125

Garantia motor meses 24 24

Garantia bateria meses 24

Precio mercado € 8500 1500

Estimado mantenimiento 1 300 800


Página 82

anual €

Vida util moto años 6 6

Valor estimado final € 2125 375

Por amortizar € 6375 1125

Amortizacion anual € 1062,5 187,5

Seguro € 300 600

Impuesto circulacion € 0 200

Estimado mantenimiento 1 € 1800 4800


por 100km € 9,7 16,25


Página 83

Aceite € 0 1

Bujias € 0 0,5

Filtro de Aire € 0 0,5

Filtro de aceite € 0 0,5

Suspensiones € 2 2

Correa Alternador € 0,2 0,17

Ruedas € 2 2

Bateria € 2 0,33

Gasolina € 0 8


Página 84

Frenos € 1,5 1,25

Electricidad € 2 0

km/año de este cuerpo 20000 20000


anual € 485 812,5

Estimado mantenimiento 2 € 2910 4875

Mantenimiento total estimado € 4710 9675

Precio total invertido en 6 13210 11175

Tabla 5.1: Comparativa de prestaciones técnicas y económicas entre Maxi-

Scooter Vectrix y Piaggio Hexagon 150. Los cálculos de estos costes vienen

detallados en el apartado 2


Página 85

La Maxi-Scooter de Vextrix es una motocicleta eléctrica de altas prestaciones,

más bien comparable con las motocicletas de motor de combustión de 250cc que con la

Piaggio de 150 que pretendemos suplantar. Es así un vehículo superior, que presenta

una velocidad máxima de 100 Km/h comparados con los 110 Km/h de la Piaggio

Hexagon. Su fuerza de tracción es superior, presentando unos 6.4 Kg·m cuando la

alternativa tiene apenas 1.4 Kg·m. Es así una motocicleta tan rápida como la Hexagon,

con mayor aceleración y fuerza de tracción. Sus principales desventajas en cuanto a

prestaciones se ven en el tiempo de repostaje y su autonomía: 110 Km comparados con

los 180 Km que nos ofrece una Piaggio Hexagon 150 con depósito lleno.

Ésta motocicleta pretende ser usada para el definido en este proyecto Cuerpo

Municipal de Policía de Madrid tipo H, que trabajan casi toda su jornada en el

vehículo, y requieren las más altas prestaciones. Siendo las características técnicas de

Vectrix superiores a las de Piaggio 150 estos requisitos quedan cumplidos.

En cuanto a la comparación en costes, la Maxi-Scooter de Vectrix supone un

coste adicional comparado con la implantación de una Piaggio Hexagon 150 en su

comienzo. Si bien a lo largo de la vida útil del vehículo éste coste se va amortizando

debido a los menores costes por mantenimiento, para la vida útil de 6 años que hemos

supuesto para los cuerpos de policía, no se llega a sufragar el coste. El coste inicial de la

Maxi-Scooter de Vectrix es de 8500 €, muy superior al de la Piaggio Hexagon de 1500

€. Las garantías del proveedor son de dos años para motocicleta en ambos casos,


Página 86

incluida la batería y el motor eléctrico de la Vectrix. La estimación por mantenimiento 1

pretende reflejar los costes anuales que representan el seguro y el impuesto de

circulación, además de la amortización. Una motocicleta eléctrica presenta la ventaja de

que el impuesto por circulación se ve primado por el estado al no contaminar, lo que nos

permite ahorrar en la vida útil de la motocicleta 3000 €.

Por otro lado, la estimación por mantenimiento 2 refleja lo que es el

mantenimiento técnico del vehículo. Una motocicleta eléctrica requiere menos

mantenimiento que su homóloga de combustión y además el precio del combustible

hace la autonomía de una motocicleta de combustión mucho más elevada. Para estos

cálculos (reflejados en el apartado 2) se ha tomado el precio de kw/h estándar de

mercado, sin tener en cuenta el beneficio económico que supondrá la instalación de la

granja solar. La diferencia en esta estimación supone casi 2000 € a favor de nuestra

elección, y los costes finales serán de 13210 € para la Maxi-Scooter de Vectrix y de

11175 € para la Piaggio Hexagon 150.


Página 87

1.6 VECTRIX

1.6.1 LA MAXI-SCOOTER DE VECTRIX

El MAXI-Scooter Vectrix es diferente bajo todos los puntos de vista con

relación a un scooter o moto a gasolina.

El proyecto innovador de Vectrix permite alcanzar altas prestaciones y una

elevada autonomía, por medio de una reducción del peso, una central digital de control

del motor, unas baterías de Ni-Mh de última generación y un chasis de aluminio.


Página 88

Figura 6.1: Maxi Scooter de Vectrix con las más altas prestaciones tecnológicas.

Freno regenerativo, cubiertas y chapas de aluminio en carrocería, motor

eléctrico con caja de velocidades integrada, y cargador de batería en

salpicadero, entre otros.

El MAXI-Scooter eléctrico Vectrix es el primer vehiculo eléctrico de dos ruedas

con altas prestaciones que ofrece todos las ventajas de los tradicionales scooters a

gasolina pero sin el ruido, la contaminación, el elevado mantenimiento, los frecuentes

cambios de aceites y las repetidas paradas en las gasolineras para repostar de gasolina.

El MAXI-Scooter eléctrico Vectrix es divertido de conducir y fácil de manejar.

Su velocidad máxima de 100 Km/h y la veloz aceleración hacen simple y seguro el


Página 89

desplazamiento en el tráfico. El cargador de baterías a bordo se conecta a cualquier

enchufe eléctrico para una carga rápida de las baterías, que dan una autonomía de hasta

110 km con una sola carga. Un bajo centro de gravedad y un chasis rígido garantizan

una excelente maniobrabilidad y la empuñadura multi-función permite al usuario

acelerar y frenar simplemente girando la empuñadura.

El MAXI-Scooter eléctrico Vectrix garantiza la libertad de movimiento, libertad

para evitar los molestos atascos, libertad de no tener que pagar una cara manutención,

libertad de no tener que preocuparse con los aumentos de la gasolina, libertad para

evitar la contaminación y libertad de no tener sentido de culpa con nuestro planeta.

Prestaciones excelentes:

• Velocidad – Velocidad máxima de (100 km/h).

• Rápida Aceleración - de 0 -80 km/h en 6.8 segundos.

• Amplia Autonomía – hasta 110 Km con una única recarga.

• Optima Maniobrabilidad – El bajo centro de gravedad, el chasis en

aluminio, y también la balanceada distribución del peso proporcionan una excelente

maniobrabilidad.


Página 90

Fácil de usar:

• Acelerador y freno en la empuñadura – Basta girar el acelerador para

obtener una aceleración instantánea. Si tenemos que frenar o parar, basta girar el

acelerador en sentido contrario y se activa un sistema de frenado con recuperación de

energía (DAaRT®) que hace frenar el scooter de manera gradual y segura, y, al mismo

tiempo, recarga las baterías, extendiendo la autonomía hasta un 12%

• Fácil de aparcar – La empuñadura multi-función activa también,

estando la scooter parada, la marcha atrás de baja velocidad que permite entrar o salir

fácilmente incluso de plazas de parking muy estrechas

• Rápido en recargar – El cargador a bordo recarga las baterías en apenas

dos horas (80%). El enchufe para la recarga se puede utilizar en cualquier punto

eléctrico.

• Practico – El espacio bajo el asiento puede contener un casco integral y

la guantera dispone de espacio suficiente adicional. Teléfonos móviles y otros

dispositivos eléctricos se pueden recargar en el enchufe de 12 volts integrado en la

scooter.

Reducidos costes de gestión:


Página 91

• Económico de mantener – El coste de la electricidad es cerca de un diez

por ciento el coste de la gasolina.

• Manutención Muy Reducida – La gran mayoría de los componentes del

maxi-scooter están sellados y no requieren mantenimiento. No existen aceites o filtros

que cambiar.

• Ahorro adicional – Los incentivos estatales y provinciales, la exención

del impuesto de circulación y otros incentivos y exenciones reducen los costes de

gestión en muchos países

• Larga duración de las baterías – Las baterías de Níquel Metal Hidruro

(NiMH) tienen un ciclo de vida estimado de 10 años en base a un uso anual de 8.000

Km..

Respeto al medio-ambiente

• Cero Emisiones – El maxi-scooter Vectrix no produce gas de descarga

como los scooters tradicionales que contaminan ¡hasta 10 veces más que los coches!

• Silencioso – El maxi-scooter Vectrix prácticamente no genera ruido.


Página 92

• Acceso ilimitado – El maxi-scooter Vectrix se beneficia de parking y

recarga gratuita en muchas ciudades y puede acceder a las zonas del centro de ciudad

normalmente prohibidas a otros vehículos.

El MAXI-Scooter Vectrix fue proyectado para superar los scooters equivalentes

a gasolina (250 cc – 400 cc) en todos sus aspectos:

• 25% menos en los costes de matriculación y de gestión en 4 años

• Costes más reducidos de uso – la electricidad cuesta apenas el 10% del

coste de la gasolina

• Cero emisiones

• Reducido ruido

• Mayor aceleración – el MAXI-Scooter Vectrix utiliza el 30% menos de

tiempo para llegar a 50km/h con relación a un scooter a gasolina de 250cc

• Fácil de conducir - Acelerador y freno en la misma empuñadura, cambio

automático

• Mejor maniobrabilidad debido al bajo centro de gravedad


Página 93

• Menos mantenimiento

• Muy conveniente - se recarga en casa o al despacho (sin tener que ir a

una gasolinera en la ciudad)

• Evita las colas de las gasolineras

• Costes más reducidos del seguro

• Interesantes incentivos y subvenciones en muchos países (hasta €1,400)

• Menos gastos de obtención de carnet y tasas de propiedad en muchos

países

• Parking y recarga gratuitos en muchas ciudades

• Acceso a las zonas de trafico limitado


Página 94

El MAXI-Scooter Vectrix supera los scooters a gasolina en todos sus

aspectos:

Característica Vectrix Scooter a

gasolina

Aceleración Excelente Buena

Costes de gestión Escasos Altos

Mantenimiento Mínima Altos

Emisiones Cero Alta

Ruido Escasos Alta

Incentivos Existente Ausentes


Página 95

Tecnología Innovadora Antigua

Potencial de

crecimiento Alto Mediano

Comparación de los costes para los usuarios:

El MAXI-Scooter Vectrix permite ahorrar hasta el 25% en 4 años con relación a

un scooter equivalente de 400cc a gasolina.

Con relación a un scooter a gasolina, el MAXI-Scooter eléctrico Vectrix ofrece:

• 90% de ahorro en el coste del carburante

• 70% de ahorro en los costes de mantenimiento

• Hasta el 50% de ahorro en el coste del seguro


Página 96

• Ahorro adicional en el coste del carnet y tasas de propiedad

Comparación de los costes para las flotas:

El MAXI-Scooter eléctrico Vectrix se adapta fácilmente para ser usado por las

flotas de empresas particulares (servicios, empresas de mensajería y empresas de

vigilancia) y por las flotas públicas (policía, correos, autoridades locales y parques

nacionales). En función de los kilómetros recorridos y de los incentivos disponibles, el

MAXI-Scooter Vectrix puede costar hasta el 48% menos en 4 años con relación a un

scooter equivalente a gasolina..

El MAXI-Scooter eléctrico Vectrix es más grande, más rápido y tiene más

autonomía que otros scooters eléctricos.

El MAXI-Scooter eléctrico ofrece:

• Mejores Prestaciones – Aceleración y velocidad máxima superior en, al

menos, el doble.

• Más Autonomía – Autonomía superior en 2 ó 3 veces dependiendo del

modelo.


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• Mejor Maniobrabilidad – Centro de gravedad más bajo, más grande y

paso más largo.

• Menor Tiempo de Recarga – Menos de 2 horas para el 80% de la

recarga.

• Ciclo de vida de las Baterías más largo – Hasta 10 años en base a 1500

ciclos de recarga.

• Dimensiones Superiores – Admite dos pasajeros y ofrece una mayor

estabilidad.

• Más Capacidad – Contiene hasta dos cascos

Mejor Confort – Posición de conducción más elevada y asiento más grande.


Página 98

1.6.2 TECNOLOGÍA INTEGRADA

El chasis de aluminio, ideado por la Lockheed Martin Advanced Structures y por

Alcoa Automotive Research Group, fué proyectado para proporcionar solidez

estructural al scooter y protección al paquete baterías. El paquete de baterías colocado

en el centro del scooter proporciona un centro de gravedad muy bajo lo que aumenta la

estabilidad del scooter.

El chasis superó rigurosos test de control para garantizar la rigidez y la

resistencia al desgaste durante un ciclo completo de vida del scooter.

Figura 6.2: cubierta de aluminio para la batería


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Característica Beneficio

Poco peso - 9.5kg Aumenta la autonomía y la

maniobrabilidad

Rigidez Esmerado alineamiento de

las ruedas y una maniobrabilidad

superior

Estructura protectora Proteje las baterías y da una

protección ambiental en caso de

colisión

Aluminio Poco peso, sin

mantenimiento y resistencia a la

corrosión

Bajos costes de fabricación Bajos costes de montaje


Página 100

El scooter tiene un motor eléctrico del tipo Brushless con magnetos permanentes

que fue proyectado y construido específicamente por Compumotor para Vectrix, una

división de Parker Hannifin. Para el mercado europeo el motor es realizado por la

división SBC de Parker Hannifin de Milán.

Figura 6.3: Rótor del motor eléctrico

El motor es ligero, eficiente y proyectado para garantizar las prestaciones

optimas. Su función es la de transformar la energía de las baterías en energía mecánica

para hacer girar la rueda posterior del scooter por medio de una caja de engranajes con

rotación epicicloidal.


Página 101

Figura 6.4: Vista en despiece del bloque motor

Caracterìsticas

Tipo Trifasico, de magnetos permanentes, brushless, de

12 polos

Potencia

Máxima 20 kW @ 3000 rpm


Página 102

Par Máximo 65 Nm

Par Nominal 22 Nm

Max RPM 6000 rpm

La caja de cambios planetaria de única etapa representa una de las más

importantes tecnologías de mando de Vectrix. La caja de cambios, prototipada por

Getrag Gears, N.A. (proveedores exclusivos de las cajas de cambio manuales de Audi,

Porsche y Mercedes Benz), está integrada en el eje de la rueda motriz de la Scooter, y

transmite una reducción eficiente desde el eje motor a la superficie de la carretera.

La caja de cambios integrada en el bloque motor proporcionan una tracción más

fuerte a cualquier velocidad, sin cambios requeridos. La unidad está refrigerada y

constantemente lubricada en aceite, además no requiere mantenimiento durante la vida

util de la motocicleta. Vectrix ha desarrollado los modelos de 13 y 16 marchas para toda

una gama de modelos y tamaños de scooter.


Página 103

Figura 6.5: caja de cambios integrada en el bloque motor

Característica Beneficio

Reductor de marchas planetario

de una sola etapa

Eficiencia

Chapas de fundición de Reduce el peso


Página 104

aluminio

Lubricación en aceite Bajo coste, larga vida util

Neumático y disco

desmontables del freno secundario

Facil sustitución de llantas

Modelos de 13’’ y 16’’ Se acomoda a una gran gama

de productos y características

9 partes móviles Bajo coste, larga vida útil

Vectrix trabajó en estrecha colaboración con Gold Peak Batteries para

desarrollar un paquete de baterías de Níquel Metal Hidruros (NiMH), 30 Ah, 125 Volts,

creado específicamente para Vectrix. El paquete de baterías tiene una capacidad de 3.7

kWh y está proyectado para durar hasta 1.700 ciclos completos de recarga. En base a un

recorrido promedio de 160 a 240 kilómetros a la semana y de 2-3 ciclos de recarga

completa semanales, el paquete de baterías está previsto que pueda durar de 10-15 años.


Página 105

Los ciclos de recarga parciales no crean el “efecto memoria” característico de otros

tipos de baterías.

Figura 6.6: batería de Niquel-Metalhidruros utilizada por Vectrix

El cargador a bordo de 1,5 kW se conecta a cualquier enchufe de corriente

monofásico (220 volt/10 amperios) y recarga las baterías en aproximadamente 2 horas.


Página 106

Características

Tipo Níquel Metal

Hidruros (NiMH)

Tensión Nominal 125V

Capacidad 30 Ah, 3.7 kW-h

Requisitos del sistema de

recarga

110V-220V, 50/60Hz

Cargador de Baterías 1.5 kW cargador a bordo

Tiempo de recarga (80%) 2 horas


Página 107

Ciclos carga-descarga (80%) 1,700

El sistema de control electrónico es el “cerebro” del scooter y tiene un interfaz

entre el paquete baterías y el motor.

Figura 6.7: Bloque del ECU


Página 108

Fue proyectado y desarrollado por Vectrix y es producido por Compumotor

Division de Parker Hannifin. La central de control del motor eléctrico reduce pesos y

volúmenes ya que integra cada función de control y diagnóstico del scooter.

Fue proyectada de modo que en una sola placa de circuito incluya las

conexiones de potencia, los componentes para el control y la distribución de la energía.

Figura 6.8: Bloque completo. Contiene la batería, el ECU y la cubierta de

aluminio

El sistema tiene prevista la posibilidad de implementar otras funciones y el

descargar los datos al PC.


Página 109

Características Beneficios

DSP con generador de

señales PWM

Control del motor más

detallado

Puerto Serie RS-232 Permite resolver

problemas y diagnósticos

Foldback Protección térmica de los

componentes

Control del avance del

ángulo de fase

Optimiza las

prestaciones del sistema

Software La flexibilidad del proyecto

permite diversidad de productos con un

coste adicional muy reducido así como

sistemas de seguridad (PIN Code)


Página 110

DAaRT® es el acrónimo de Decelerating, Accelerating and Regenerative

Throttle, un sistema patentado que permite tener un acelerador y freno en la misma

mano utilizando una empuñadura bi-direccional.

Girando el acelerador en sentido contrario se activa el sistema de frenada con

recuperación de energía, invirtiendo la polaridad del motor eléctrico, con tres

consecuencias:

1. La energía que normalmente se genera en la frenada se recupera y se

envía hacia las baterías, con un aumento de la autonomía entre el 8% y el 12%.

2. El sistema de frenado con recuperación de energía reduce la velocidad de

manera uniforme y segura sin que se tengan que utilizar los frenos.

3. Este sistema reduce el gasto de mantenimiento en lubricante y pastillas

de frenos.

DAaRT® es también muy útil para salir de plazas de parking muy estrechas: la

empuñadura bi-direccional también sirve para activar, estando parados, la marcha atrás.


Página 111

Figura 6.9: el fácil comando del DAaRT

El sofisticado panel de control visualiza el taquímetro, cuenta kilómetros, reloj,

autonomía residual estimada, estado del sistema, estado de las baterías y el nivel de

recarga sobre un avanzado pero sencillo display analógico central y dos display’s

laterales de cristales líquidos (LCD)


Página 112

Figura 6.10: Salpicadero de la Maxi-Scooter


Página 113

1.6.3 PERFIL EMPRESARIAL

Vectrix Corporation es una sociedad americana creada en 1996 para desarrollar

y comercializar Vehículos de Emisiones Cero de gases contaminantes (“ZEV”) con una

tecnología específica para las dos ruedas.

Con el único objetivo de hacer un medio de transporte urbano limpio, fiable y

conveniente, Vectrix representa la revolución en el transporte urbano.

El primero de una serie de productos proyectados y desarrollados por Vectrix es

un revolucionario MAXI-Scooter eléctrico de emisiones cero que ofrece prestaciones

similares a las de una maxi-scoter de 400 cc. El MAXI-Scooter Vectrix ofrece a quien

se desplaza por ciudad y a los usuarios de flotas una solución limpia, silenciosa y

durable como alternativa a los tradicionales scooters a gasolina.

Con cuatro directores de fama mundial (incluyendo a Carlo Di Biagio, ex

administrador delegado de Ducati Motor Holding, S.p.A), seis partners estratégicos

lideres en sus mercados (incluyendo a Parker Hannifin, una de las primeras 500

sociedades que cotizan en la bolsa americana), seis patentes y más de 65 millones de

dólares invertidos, Vectrix se coloca como líder del mercado de las dos ruedas con

emisiones cero.


Página 114

El mundo actual pide un medio de transporte limpio y eficiente. Principales

razones:

La congestión del tráfico está aumentando a rtimos exponenciales en las

principales ciudades del mundo.

En muchas ciudades la velocidad promedio de los desplazamientos no pasa de

16 Km/h y es inferior a 5 Km/h en el centro de la ciudad. Horas perdidas, gasolina

desperdiciada, vehículos bloqueados y una creciente frustración.

El aumento de la contaminación incide principalmente sobre el medio-ambiente

y sobre la salud pública.

El sector transporte es la principal fuente de contaminación atmosférica en el

mundo. Las emisiones debidas a los medios de transporte causan contaminación, aire

sucio, riesgos para la salud y una creciente preocupación por el medio-ambiente.


Página 115

Figura 6.11: tubo de escape de un vehículo urbano emitiendo gases novivos.

Los parking en el centro de las ciudades son pocos y caros.

El coste de un parking aumenta continuamente, los espacios son limitados y

aparcar en la calle hace aumentar aún más el tráfico.


Página 116

Figura 6.12: mayor facilidad para aparcar motocicletas que vehículos más

grandes y pesados

El precio de la gasolina subió hasta máximos históricos.

La escalada de los costes de la gasolina está generando una demanda sin

precedentes para vehículos híbridos y con combustibles alternativos.

El transporte público es poco flexible e incómodo

Horarios poco flexibles, aumento de los costes, colas e infraestructuras

inadecuadas suponen un servicio que no satisface las necesidades.


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Impuestos sobre la contaminación, zonas de tráfico limitado y exenciones crean

un ambiente comercial favorable al uso de vehículos eléctricos.

Los incentivos estatales y municipales para vehículos eléctricos superan en

muchas ciudades europeas los € 1.000.

El MAXI-SCOOTER Vectrtix representa una solución inteligente para quien se

desplaza por la ciudad, para los usuarios de flotas, para empresas de mensajería y para

organismos públicos. Es divertido de conducir, fácil de gestionar, económico de

mantener, silencioso y respetuoso con el medio-ambiente. Es el vehículo que resuelve

los actuales problemas ambientales y de transporte.

Con una velocidad máxima de 100 Km/h, 110 Km de autonomía, de 0 a 8’ Km/h

en 6,8 segundos y una maniobrabilidad excelente, el MAXI-Scooter Vectrix redefine las

prestaciones de los vehículos eléctricos.

Aún si lo comparamos con un scooter a gasolina, el MAXI-Scooter Vectrix es

completamente diferente bajo todos los aspectos. LA ingeniería innovadora del MAXI-

Scooter Vectrix se centra en obtener mayor autonomía, altas prestaciones, reducido

mantenimiento, costes reducidos de producción y emisiones cero.

El motor eléctrico brushless DC está montado en la horquilla y produce 65Nm

de par máximo y 20kW de potencia a 3.000 rpm. La central de control proyectada por la

Gold Peak de 125 volts, 20 Ah, 3,7 kW-h de Níquel Metal Hidruros (NiMH) mejora las


Página 118

prestaciones. El paquete de baterías NiMH tiene un ciclo de vida estimado en más de 10

años, en base a un uso de 6.400 kilómetros/año. Una batería completamente descargada

se carga hasta el 80% en menos de 2 horas.

Tiene tres sedes, en Europa, Estados Unidos y Sureste Asiático.

La casa madre americana tiene su sede en Newport, R.I.; el I+D en New

Bedford, MA. Las oficinas de la Vectrix Europe se encuentran en Roma, Italia.

Inicialmente, el MAXI-Scooter Vectrix estará disponible en las principales

ciudades de Europa y Estados Unidos, entre ellas Madrid, Barcelona, Lisboa, Andorra,

Roma, Londres, Milán, Florencia, Paris, Berlín, Frankfurt, New York, Los Angeles, San

Francisco y Miami.

Figura 6.13: Concesionario de Vectrix


Página 119

El MAXI-Scooter podrá ser comercializado por una red de ventas exclusiva, por

distribuidores de vehículos eléctricos o distribuidores de scooters y motos, así como

mediante venta directa a los operadores de flotas y administraciones públicas.

Vectrix está creando una red mundial de distribución comercial.


Página 120

1.7 Diseño de la Instalación Fotovoltaica

El objeto es el dimensionado de una instalación fotovoltaica de generación

dispersa ( 10 – 100 kWp ) en la cubierta del edificio destinado a almacén y garaje de las

motocicletas de los cuerpos Municipal de Policia y de Agentes de Seguridad Vial en

Madrid.

La finalidad de esta instalación producir la energía necesaria para la carga de

baterías mediante una tecnología limpia y la incorporación a la red de la energía

eléctrica sobrante, mediante la conexión en paralelo del generador fotovoltaico a la red

de la compañía eléctrica distribuidora.

El edificio donde se efectuará dicha instalación será una planta industrial de 2500

metros cuadrados situada en el extrarradio de la ciudad de Madrid. Éste edificio, como

decíamos, efectuará las labores de garaje, almacén de piezas y accesorios, y local

destinado a la carga de baterías.


Página 121

1.7.1 BASES

1.7.1.1 Situación

El generador fotovoltaico se situará en la cubierta del almacén mencionado

anteriormente. La localización del edificio será crítica para evaluar la energía

generada. Al estar situado en la provincia de Madrid la latitud considerada será Ø =

41,4 º. Tomaremos como hipótesis una desviación respecto al eje norte-sur de 30º.

1.7.1.2 Características técnicas de los Paneles

Los paneles solares constituyen el subsistema de captación. Mediante células

fotovoltaicas, la radiación solar se transforma directamente en electricidad,

aprovechando las propiedades de los materiales semiconductores. Al conjunto formado

por células conectadas en serie y en paralelo, convenientemente ensamblado y protegido

contra los agentes externos, se le denomina panel o módulo fotovoltaico.

Los módulos fotovoltaicos tienen el aspecto de un vidrio de entre 0,5 y 1 m2 de

superficie, del mismo color que las células; de hecho, a menudo los módulos se

protegen con una lámina de vidrio.


Página 122

En el mercado se encuentra una gran cantidad y variedad de tipos de módulos

fotovoltaicos: grandes o pequeños; rígidos o flexibles; en forma de placa, de teja o de

ventana; con soporte incorporado o no; con soporte orientable mecánicamente o no; de

distintas tonalidades (negro, azul, amarillento, etc.). Los precios de los mismos también

son muy diversos.

Para su caracterización, los módulos se miden en unas condiciones

determinadas: 1 kW/m2 de iluminación solar y 25 ºC de temperatura de las células

fotovoltaicas. La máxima potencia generada en estas condiciones por cada módulo

fotovoltaico se mide en Wp (vatios pico). Así mismo, la energía producida se mide en

kWh siendo 1kWh la energía que produciría 1kWp en condiciones de máxima potencia

durante 1 hora.

Varios módulos fotovoltaicos, junto con los cables eléctricos que los unen y con

los elementos de soporte y fijación propios de esta instalación, constituyen el generador

fotovoltaico.

La electricidad producida por el generador fotovoltaico es en corriente continua,

y sus características instantáneas (intensidad y tensión) varían con la irradiancia

(intensidad energética) de la radiación solar que ilumina las células, y con la

temperatura ambiente. Mediante equipos electrónicos (inversores), la electricidad

generada con fuente solar o energía solar se puede transformar en corriente alterna, con

las mismas características que la electricidad de la red convencional.


Página 123

Los paneles escogidos, fueron del modelo BP 3160s. El BP 3160s es un

módulo avanzado de 160W de 72 células policristalinas en serie con una capa

antirreflectante de Nitruro de Silicio. La capa posterior blanca ofrece un excelente

aspecto visual y permite una estrecha tolerancia de potencia.

Está especialmente diseñado para sistemas conectados a la red, como tejados

comerciales, sistemas residenciales y grandes plantas fotovoltaicas. Ofrece más

eficiencia y fiabilidad que los productos policristalinos estándares y posee una buena

relación precio/rendimiento y una alta operabilidad.

El BP 3160s presenta el marco más resistente del mercado y conectores

polarizados. Características:

• Potencia nominal 160W

• Tolerancia +/-3%

• Eficiencia (Módulo) 13,1%

• Voltaje nominal 24V

• Garantía de potencia de salida 90% potencia de salida durante 12 años. 80%

potencia de salida durante 25 años.


Página 124

Configuración:

• 72 células solares de silicio policristalino en serie , con eficacia aumentada

mediante u revestimiento mejorado de la célula.

• Conectores polarizados impermeabilizados de CC.

• Las células están laminadas entre capas de etileno acetato de vinilo (EVA) y

vidrio templado de 3 mm , con contenido mínimo de óxido de hierro y elevada

transmisividad.

Características eléctricas:

- Iluminación de 1 kW/m2.

- Temperatura de la célula de 25ºC.

• Potencia máxima (Pmax.): 160W

• Tensión de Pmax (Vmp.): 35,1V

• Corriente en Pmax (Imp.): 4,55ª


Página 125

• Corriente de cortocircuito (Isc.): 4,8ª

• Tensión de circuito abierto (Voc.): 44,2V

• Coeficiente de temperatura de Isc: (0,065±0,015)%/K

• Coeficiente de temperatura de Voc: (160±20)mV/K

• Coeficiente de temperatura de la Pmax: (0,5±0,05)%/K

• NOCT (Temperatura ambiente 20ºC; Irradiación solar 800W/m2; Velocidad

del viento 1m/s.): 47±2ºC

• Tensión máxima del sistema: 600V


Página 126

Diagrama del módulo:

Figura 7.1: Diagrama del BP3160s

Características mecánicas:

•Dimensiones (mm) 1587 x 790 x 50. (Tolerancias globales +/-3mm).

•Peso (kg) 15,0


Página 127

•Marco Aleación clara de aluminio anodizado tipo 6063T6. Marco Universal

plateado.

•Células solares 72 células (125mm x 125mm) conectadas en serie y

configuradas geométricamente en una matriz de 6 x 12.

•Cables de salida Cable de doble aislamiento de 3,3mm2 con conectores

Multicontact.

•Longitudes de cable asimétricas de 1250mm (-) y 800mm (+).

•Diodos Incluidos 3 diodos Schottky de bypass 9A, 45V.

•Construcción Frontal: cristal templado de 3,2mm de alta transmisibilidad.


Página 128

Figura 7.2: Curvas I-V del BP3160s


Página 129

1.7.1.3 Dimensionado del Generador en base a la superficie disponible

La zona del edificio apta para colocar los paneles es la cubierta, de

aproximadamente 2000 metros cuadrados y horizontal en toda su superficie.

Inclinación y orientación de los módulos:

Nuestro generador se diseñará con sujeciones estáticas. Frente a la opción de

emplear un sistema de seguimiento, una solución estática puede resultar suficiente para

determinadas aplicaciones. Naturalmente, en este caso la energía colectada no es la

máxima posible pero puede resultar aceptable si se da al colector una determinada

orientación.

Deberemos determinar los límites en la orientación e inclinación de los módulos

de acuerdo a las perdidas máximas permitidas e el PCT del I.D.A.E.

Inclinación: se define como el ángulo que forma la superficie de los módulos con el

plano horizontal. Siendo 0º para módulos horizontales y 90º para verticales.


Página 130

Figura 7.3: inclinación del módulo

La radiación solar que incide sobre una placa variará con el ángulo que forme la

misma con la radiación. La captación de energía solar será máxima cuando la posición

de la placa solar sea perpendicular a la radiación.

La inclinación de los rayos del sol respecto a la superficie horizontal es variable

a lo largo del año (máxima en verano y mínima en invierno) y por tanto, en aquellas

instalaciones cuyos paneles estén fijos, existirá un ángulo de inclinación que optimizará

la colección de energía sobre una base anual. Es decir, conviene buscar el ángulo de

inclinación de los paneles respecto al plano horizontal que hace máxima la potencia

media anual recibida.


Página 131

Evidentemente, las pérdidas de las superficies horizontales con respecto a las

que están inclinadas aumentan progresivamente a medida que nos acercamos al norte

(en el hemisferio norte) o al sur (en el hemisferio sur). En los polos, los planos

horizontales son inútiles. No obstante, es extremadamente difícil valorar las pérdidas en

los climas templados ya que la proporción de luz difusa del sol es más grande debido a

la presencia de polvo, vapor de agua y nubes. La orientación no ofrece ninguna ventaja

en cuanto a la energía recibida desde la radiación indirecta. Por el contrario, debido a

que los paneles inclinados reciben la luz de una parte del hemisferio, estos recogen

menos luz difusa que los receptores horizontales.

Para la latitud de 41,4º el ángulo de inclinación óptimo es de

aproximadamente 30º.

Por tanto las proyecciones horizontal y vertical de los módulos tendrán las

siguientes dimensiones (cotas en centímetros):


Página 132

Figura 7.4: inclinación de nuestros módulos

Orientación: Ángulo de azimut, definido como el ángulo entre la proyección

sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del

lugar.

Valores típicos son 0° para módulos orientados al sur, –90° para módulos

orientados al este y +90° para módulos orientados al oeste.


Página 133

Figura 7.5: Orientación del módulo

La orientación óptima de los colectores es hacia el Sur, debido a que la

trayectoria del Sol en movimiento Este a Oeste es simétrica respecto de la posición que

ocupa al mediodía y a que es precisamente en este momento cuando la captación de

energía solar es máxima.

Las desviaciones hacia el Oeste o hacia el Este en un ángulo inferior a 30º hacen

disminuir la radiación diaria recibida en un pequeño valor que se cifra en menos del 5%.

Por el contrario, para ángulos superiores a este valor, las pérdidas en la irradiación

captada son considerables. El principal factor a la hora de fijar la estructura no es el

peso de los paneles al ser estos ligeros sino la fuerza del viento que, dependiendo de la

zona, puede llegar a ser muy considerable.


Página 134

Por tanto en el tejado el azimut de los paneles será α= 30º.

Si calculamos las pérdidas que suponen esta desviación con respecto al óptimo:

Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10–4 (β – Ø + 10)2 + 3,5 × 10–5 α 2] para 15° < β < 90°

α= 0º Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10–4 (30 – 41,4 + 10)2 + 3,5 × 10–5 02] = 0,012 %

α= 30º Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10–4 (30 – 41,4 + 10)2 + 3,5 × 10–5 302] = 2,64%

Distancia mínima entre filas de módulos:

La distancia d, medida sobre la horizontal, entre unas filas de módulos

obstáculo, de altura h, que pueda producir sombras sobre la instalación deberá

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 expresión:

d = h / tan (61°– latitud).

Donde 1/ tan (61°– latitud) es un coeficiente adimensional denominado k.


Página 135

Algunos valores significativos de k se pueden ver en la siguiente tabla en

función de la latitud del lugar.

Tabla 7.1: valores de k en función de la latitud

Figura 7.6: distancia entre nervios

La separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente

no será inferior a la obtenida por la expresión anterior, aplicando h a la diferencia de


Página 136

alturas entre la parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las

medidas de acuerdo con el plano que contiene a las bases de los módulos.

En este caso la altura h en función de la inclinación (anterior):

h = 793,5 mm

d = h / tan (61°– 41,4º)= 2180,123 mm

Altura de los soportes:

En terrazas o suelos la estructura deberá permitir una altura mínima del panel de

30 cm, la cual, en zonas de montaña o donde se produzcan abundantes precipitaciones

de nieve, deberá ser superior a fin de evitar que los paneles queden total o parcialmente

cubiertos por las sucesivas capas de nieve depositadas en invierno


Página 137

Figura 7.7: elevación de los módulos

Dimensionado:

A partir de las dimensiones de los paneles y los cálculos anteriores

concretaremos la disposición de los paneles en la superficie disponible en la cubierta.

El ángulo que forman los paneles con respecto a la horizontal sería de 30º pero

no se puede asegurar que el montaje se realice con una precisión menor de º3± .


Página 138

Figura 7.8: inclinación de los paneles

Las dimensiones de los paneles inclinados 30º :


Página 139

Ajustando las dimensiones de los módulos a la superficie de la nave e instalando

muy por debajo de los que caben, podremos colocar 80 filas de 70 módulos.

En total 560 módulos de 160 Wp, lo que resulta una potencia instalada de

89.6kWp.


Página 140

1.7.2 INSTALACIÓN ELÉCTRICA

1.7.2.1. Campo fotovoltaico

El campo fotovoltaico está compuesto por un total de 560 módulos de 160 W en

una superficie de 1000 m2.

La potencia instalada total sería de 89,6 kWp.

Este dimensionado se hizo a partir de la superficie disponible, en función de las

características del inversor elegido se realizará un nuevo dimensionado para garantizar

el equilibrio de las tres fases.

Para realizar la asociación serie-paralelo de nuestros módulos consultaremos su

placa de características:

• Potencia máxima (Pmax): 160W

• Tensión de Pmax (Vmp): 35,1V

• Corriente en Pmax (Imp): 4,55ª


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• Corriente de cortocircuito (Isc): 4,8ª

• Tensión de circuito abierto (Voc): 44,2V

• Coeficiente de temperatura de Isc: (0,065±0,015)%/K

• Coeficiente de temperatura de Voc: (160±20)mV/K

• Coeficiente de temperatura de la Pmax: (0,5±0,05)%/K

• NOCT: 47±2ºC

1.7.2.2 Inversor

Un inversor es un circuito utilizado para convertir corriente continua en

corriente alterna. En este caso para convertir la corriente continua generada por los

paneles solares fotovoltaicos, en corriente alterna y de esta manera poder ser inyectada

en la red eléctrica.


Página 142

Figura 7.9: funcionalidad del inversor

Un inversor simple consta de un oscilador que controla a un transistor, el cual es

utilizado para interrumpir la corriente entrante y generar una onda cuadrada. Esta onda

cuadrada alimenta a un transformador que suaviza su forma, haciéndola parecer un poco

más una onda senoidal y produciendo el voltaje de salida necesario.


Página 143

A los inversores empleados en instalaciones conectadas a la red eléctrica se les

exige una baja producción de armónicos, su adaptación a cualquier red eléctrica y una

generación con alto factor de potencia.

Requisitos técnicos:

Características básicas de los inversores:

Principio de funcionamiento: fuente de corriente.

- Autoconmutados.

- Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador.

- No funcionarán en isla o modo aislado.

Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica

y Compatibilidad Electromagnética, incorporando protecciones frente a:

- Cortocircuitos en alterna.

- Tensión de red fuera de rango.


Página 144

- Frecuencia de red fuera de rango.

- Sobretensiones, mediante varistores o similares.

- Perturbaciones presentes en la red como microcortes, pulsos, defectos de

ciclos, ausencia y retorno de la red, etc.

Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta

operación, e incorporará los controles automáticos imprescindibles que aseguren su

adecuada supervisión y manejo.

Cada inversor incorporará, al menos, los controles manuales siguientes:

- Encendido y apagado general del inversor.

- Conexión y desconexión del inversor a la interfaz CA. Podrá ser externo al

inversor.

Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes:

- El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en

condiciones de irradiancia solar un 10 % superiores a las CEM. Además soportará picos

de magnitud un 30 % superior a las CEM durante períodos de hasta 10 segundos.


Página 145

- Los valores de eficiencia al 25 % y 100 % de la potencia de salida nominal

deberán ser superiores al 85 % y 88 % respectivamente (valores medidos incluyendo el

transformador de salida, si lo hubiere) para inversores de potencia inferior a 5 kW, y del

90 % al 92 % para inversores mayores de 5 kW.

- El autoconsumo del inversor en modo nocturno ha de ser inferior al 0,5 % de

su potencia nominal.

- El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0,95, entre

el 25% y el 100 % de la potencia nominal.

- A partir de potencias mayores del 10 % de su potencia nominal, el inversor

deberá inyectar en red.

- Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP 20 para inversores

en el interior de edificios y lugares inaccesibles, IP 30 para inversores en el interior de

edificios y lugares accesibles, y de IP 65 para inversores instalados a la intemperie. En

cualquier caso, se cumplirá la legislación vigente.

- Los inversores estarán garantizados para operación en las siguientes

condiciones ambientales: entre 0 °C y 40 °C de temperatura y entre 0 % y 85 % de

humedad relativa.


Página 146

El RD 1663/2000 establece a su vez los siguientes requisitos técnicos que afectan al

inversor:

- Si la línea de distribución se queda desconectada de la red la instalación

fotovoltaica no deberá mantener la tensión.

- No puede intercalarse ningún dispositivo de generación, acumulación o

consumo entre el campo fotovoltaico y el equipo de medida.

- La suma de las potencias de las instalaciones de régimen especial no pueden

superar la mitad de la capacidad de transporte de la línea en el punto de conexión.

- Si la potencia nominal es mayor de 5 kWp la conexión de la instalación

fotovoltaica a la red será trifásica.

- La energía suministrada debe tener un f.d.p. lo más próximo a uno.

- Separación galvánica entre la rede de distribución de BT y la instalación FV.

- Puesta a tierra independiente de la del neutro de la compañía.


Página 147

Los inversores de los sistemas fotovoltaicos deberán satisfacer los siguientes objetivos:

- Aprovechamiento óptimo de la energía generada. Para lo cual debe tener un

sistema de seguimiento del punto de máxima potencia, un rendimiento adecuado y un

autoconsumo bajo.

- Suministro de una señal alterna de salida de calidad ( magnitud , frecuencia,

f.d.p., distorsión armónica, etc.)

- Seguridad eléctrica.

Inversor elegido: para el diseño de la instalación se ha optado por inversores de baja

potencia ( del rango de los 3000 a 6000 W ) por su mayor facilidad de recambio frente a

averías. El inversor elegido es el Tauro Atersa PRM4000/8, solución modular en el que

destaca su facilidad de utilización, mantenimiento y bajo nivel sonoro.


Página 148

Figura 7.10: Inversor Tauro Atersa PRM 4000/8

Configuración: la configuración de un sistema fotovoltaico conectado a red puede

realizarse de distintas maneras que vienen condicionadas por las características técnicas

de los módulos y de los inversores. Los módulos fotovoltaicos se pueden asociar en

serie o en paralelo. El número de módulos en serie viene dado por la tensión de entrada

del inversor. El número de módulos en paralelo viene dado por la potencia del inversor.

A la hora de realizar la configuración serie- paralelo de los módulos en función

del inversor deberemos tener en cuenta:

- Al tratarse de una instalación de potencia nominal mayor de 5 kW el sistema

será trifásico (RD 1663).


Página 149

- Debemos por tanto asegurar el equilibrado de las cargas.( ITC BT 19 )

Equilibrio de fases:

- Mismo número de inversores por fase.

- Mismo número de paneles por inversor.

- No se podrán conectar a un mismo inversor aquellos paneles que tengan

distinta producción como por ejemplo es el caso de los que se han colocado con distinta

orientación, el cual no es nuestro caso.

La máxima potencia nominal pico de los paneles conectados a cada inversor

deberá ser de 4000 Wp.El cableado se hará con series de tres paneles para no superar la

tensión máxima del inversor que es de 185 V y estar cerca de la de máxima potencia,

136 V.

Modulo:

• Tensión de Pmax (Vmp): 35,1V

• Tensión de circuito abierto (Voc): 44,2V


Página 150

.1856,1322,443

.1363,1051,353

V

V

<=⋅<=⋅

kWKwpWx 4.84,3.16083 <=•

Totales:

24 módulos / inversor ( 3x8 )

7 inversores / fase: 21 inversores

Total de 80.64 Kwp

1.7.2.3 Cableado

Los conductores empleados para toda la instalación eléctrica serán de cobre (

PCT IDAE e ITC BT 06 ) y tendrán la sección adecuada para evitar caídas y

calentamientos.

3 módulos en serie

8 módulos en paralelo


Página 151

En concreto los conductores de la parte de CC deberán tener la 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 menor del 2% ( PCT IDAE, ITC BT 19)

Aislamiento 0,6/1kV ( ITC BT 06 )

Características del cable:

Prysmian AFUMEX 1000V RZ1-K (AS)

• Temperatura de servicio (instalación fija): -40 ºC,+90 ºC.

• Tensión nominal de servicio: 0,6/1 kV.

• Ensayo de tensión en c.a. durante 5 minutos: 3500 V.

Descripción del conductor:

Metal: Cobre electrolítico recocido.

Flexibilidad: Clase 5, según UNE 21022.


Página 152

Temperatura máxima en el conductor: 90 ºC en servicio permanente, 250 ºC en

cortocircuito.

Aislamiento:

Material: Mezcla de polietileno reticulado (XLPE ), tipo DIX3.

Colores: Amarillo/verde, azul, gris, marrón y negro; según UNE 21089-1.

Cubierta:

Material: Mezcla especial termoplástica, cero halógenos, tipo AFUMEX Z1.

Color: Verde, con franja de color identificativa de la sección y que permite

escribir sobre la misma para identificar circuitos.

Ensayos de fuego:

No propagación de la llama: UNE EN 50265-2-1 ; IEC 60332-1 ; NFC 32070-

C2.

No propagación del incendio: UNE 50266-2-4 ; UNE 20427 ; IEC 60332-3 ;

IEEE 383 ; NFC 32070-C1.


Página 153

Libre de halógenos: UNE EN 50267-2-1 ; IEC 60754-1 ; BS 6425-1.

Reducida emisión de gases tóxicos: NES 713 ; NFC 20454 ; It<=1,5.

Baja emisión de humos opacos: UNE EN 50268 ; IEC 61034 - 1,2.

Nula emisión de gases corrosivos: UNE EN 50267-2-3 ; IEC 60754-2 ; NFC

20453 ; BS 6425-2 ; pH>=4,3 ; C<=10 µS/mm.

Figura 7.11: Cable elegido

Consideraciones técnicas para el cálculo de las líneas:

Caída de tensión y pérdida de potencia.


Página 154

Calentamiento ( Imáx admisible )

Aislamiento( 0,6 / 1 kV )

Figura 7.12: proceso de cálculo de la sección de la línea

Corriente Continua: las líneas de CC de la instalación conectan los módulos con el

inversor.

De módulos a la caja de conexión:

Cálculo por caída de tensión:


Página 155

22 4.25,3562

.053,1%1

.3,1053

.8,4

mmaNormalizadSmmvLIS

VVv

VVmpmóduloV

AIccmódulosI

=→==

=∆=

=•=∆

==

Se ha considerado una longitud media de 20m.

Comprobación por capacidad térmica:

Comprobamos la Imáx admisible en la MI BT 004: las intensidades máximas

admisibles que figuran en los apartados de dicha Instrucción que se muestran a

continuación se aplican a los conductores desnudos o a los cables aislados de tensión

nominal de aislamiento de 1.000 V, instalados según sistemas de instalación

normalmente utilizados en redes aéreas o sistemas de instalación, que por las

condiciones existentes de disipación de calor puedan considerarse como equivalentes.


Página 156

Tabla 7.2: Imáx admisible para cables aislados y servicio permanente

Tabla 7.3: factores de corrección de la intensidad máxima admisible para

temperatura ambiente mayor de 40Cº


Página 157

Al estar expuestos al sol consideramos la opción más desfavorable f = 0,89.

Luego Imáx admisible = 41 x 0,89 = 36,49 > 4,8 A.

De caja de conexión al inversor:


Como la longitud media considerada de 20 m. está sobredimensionada

tomaremos la sección normalizada de 25 mm2


Según la ITC BT 19: Imáx admisible para cable multiconductor ( 2x , XLPE ) de

sección 25 mm2 en bandeja perforada : 125 A.

222 3525.26562

.053,1%1

.3,1053

.4,38.8,488

mmmmaNormalizadSmmvLIS

VVv

VVmpmóduloV

AAIccmódulosI

↔=→==

=∆=

=•=∆

=•=•=


Página 158

Factor de corrección por temperatura ( 50ºC ) : 0,86

Factor de corrección por exposición al sol: 0,9

Imáx = 123 A.> 38,4 A.

Corriente Alterna:

De inversor a armario de conexión:


Líneas monofásicas de reactancia despreciable.

22 5,2.13,256cos2

)(98,0

.6,4%2

.230

).(14


inversorCos

VVv

VV

inversorAI AC

=→==

=

=∆=

=∆

=

ϕ

ϕ


Página 159


ITC BT 19: Intensidades admisibles para una temperatura ambiente 40ºC,

Cables multiconductores 2x (F+N) al aire libre � Imáx admisible = 33ª

Aislamiento XLPE, Factor de corrección por temperatura ( 50ºC ) : 0,86, Factor

de corrección por exposición al sol: 0,9 � Imáx = 25,5A.>14 A.

De armario de conexión a red BT:


22 16.9,1456cos2

)(98,0

.6,4%2

.230

.98).(714


inversorCos

VVv

VV

AinversoresAI AC

=→==

=

=∆=

=∆

=•=

ϕ

ϕ


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ITC BT 19: Intensidades admisibles para una temperatura ambiente 40ºC,

Cables multiconductores 2x ( F+N ) al aire libre: � Imáx admisible = 105 > 98ª

Aislamiento XLPE

En instalaciones interiores, para tener en cuenta las corrientes armónicas debidas

cargas no lineales y posibles desequilibrios, salvo justificación por cálculo, la sección

del conductor neutro será como mínimo igual a la de las fases (ITC BT 19)

Cuando exista conductor neutro en la instalación o se prevea para un conductor

de fase su pase posterior a conductor neutro, se identificarán éstos por el color azul

claro.

Todos los conductores de fase, o en su caso, aquellos para los que no se prevea

su pase posterior a neutro, se identificarán por los colores marrón o negro ( ITC BT 19)


Página 161

1.7.2.4 Protecciones

Tipos de dispositivos:

Dispositivos de protección frente a sobreintensidades y cortocircuitos:

ITC BT 22:

- Protección contra sobrecargas. El límite de intensidad de corriente admisible

en un conductor ha de quedar en todo caso garantizada por el dispositivo de protección

utilizado.

El dispositivo de protección podrá estar constituido por un interruptor

automático de corte omnipolar con curva térmica de corte, o por cortacircuitos fusibles

calibrados de características de funcionamiento adecuadas.

- Protección contra cortocircuitos. En el origen de todo circuito se establecerá

un dispositivo de protección contra cortocircuitos cuya capacidad de corte estará de

acuerdo con la intensidad de cortocircuito que pueda presentarse en el punto de su

conexión. Se admite, no obstante, que cuando se trate de circuitos derivados de uno

principal, cada uno de estos circuitos derivados disponga de protección contra

sobrecargas, mientras que un solo dispositivo general pueda asegurar la protección

contra cortocircuitos para todos los circuitos derivados.


Página 162

Se admiten como dispositivos de protección contra cortocircuitos los fusibles

calibrados de características de funcionamiento adecuadas y los interruptores

automáticos con sistema de corte omnipolar.

La intensidad nominal de los interruptores automáticos y fusibles se elige de

forma que cumpla:

IB ≤ IN ≤ IZ

Donde:

IB : Intensidad nominal de la carga

IN : Intensidad nominal del dispositivo de protección.

IZ : Intensidad máxima admisible del cable

Cumpliendo la primera desigualdad se asegura que por el dispositivo no pase

una intensidad superior a su valor nominal. Con la segunda se asegura la protección del

cable frente a sobreintensidades, ya que el dispositivo cuenta con una curva térmica


Página 163

apropiada que protege el cable si el calibre del interruptor automático es inferior a la

Imáx. admisible del cable.

En el lado de corriente continua los generadores fotovoltaicos se comportan

como fuentes de corriente, intrínsicamente limitadas en su corriente de corto a un valor

inferior a 1,2 veces el correspondiente al nominal de la operación.

Por tanto no es necesaria la protección frente a sobreintensidades. En ocasiones

se coloca un fusible de tipo modular en cada una de las líneas serie del campo

fotovoltaico con fines de maniobra, es decir , para poder abrir los circuitos de continua y

operar sin circulación de corriente.

En la línea de CA que conecta los inversores con la red de BT es preceptivo ,

según el RD 1663 ; el uso de un interruptor automático para la protección contra

sobreintensidades. Se denomina interruptor frontera, debe ser accesible a la empresa

distribuidora, para poder realizar la desconexión manual.

Dispositivos de protección frente a sobretensiones:

ITC BT 23:

La primera cuestión a tener en cuenta es la forma de instalación de los cables: se

debe evitar la realización de espiras o bucles que puedan favorecer la inducción de


Página 164

sobretensiones. Para ello en la parte de continua , el positivo y el negativo se llevarán lo

más juntos posible durante todo el conexionado.

Para la protección frente a sobretensiones se emplean descargadores de

sobretensiones , dispositivos que contienen elementos o resistencias que varían su valor

en función de la tensión aplicada. La protección frente a sobretensiones y también frente

a variaciones de la frecuencia de red estará integrada en el inversor.

Dispositivos de protección frente a contactos directos e indirectos:

ITC BT 24:

La protección contra contactos directos viene garantizada por unos índices de

protección adecuados de los equipos y por la correcta instalación y montaje de los

mismos. En este caso el grado de protección de el inversor es IP 21 y el de los armarios

de conexionado y protecciones es IP 65.

La protección frente a contactos indirectos se realizará:

- Mediante la puesta a tierra de los elementos metálicos de la instalación que no

está en tensión en servicio normal, pero que corren riesgo de estarlo ante situaciones de

anomalías en el servicio de la instalación. (sobretensiones, descargas atmosféricas, etc.)


Página 165

- En la parte de alterna se debe garantizar la protección frente a contactos

indirectos con un interruptor diferencial de sensibilidad adecuada ( RD 1663)

Cálculo de las protecciones:

Corriente Continua:

Se colocará un fusible en el positivo de cada grupo serie del campo fotovoltaico.

Como la Icc de cada grupo serie será igual a la del módulo: Icc = 7,7A.

Además como se ha visto anteriormente la intensidad admisible del conductor

de sección 4 mm2 es de 36 A.

El fusible que más se ajusta a esta característica es el de 10 A.

IB ≤ IN ≤ IZ 7,7 ≤ 10 ≤ 36

Se colocarán fusibles cilíndricos gL:

- Modelo Simón 11


Página 166

- In = 10 A

- p.d.c. = 20 kA.

- Tamaño 8,5 x 31,5

Base portafusibles seccionable unipolar para fusibles cilíndricos:

- Modelo 11100-35

- In = 25 A

- Tamaño 10 x 38 mm

Corriente Alterna:

Interruptores automáticos magnetotérmicos:

Se colocará un interruptor automático para la protección frente a sobrecargas y

cortocircuitos a la salida de cada inversor.

IB ≤ IN ≤ IZ


Página 167

Ilínea = 14 A.

I admisible del cable = 33 A.

In del interruptor = 20.

Se colocarán interruptores automáticos marca ABB:

- Modelo S941NAB20, unipolar con neutro.

- In = 20 A.

- p.d.c. = 6 kA.

- Curva B.

Interruptor general magneteotérmico:

Se colocará un interruptor frontera en la línea de conexión de los inversores con

la red de BT.

IB ≤ IN ≤ IZ


Página 168

Ilínea = 98 A.

I admisible del cable = 105 A.

In del interruptor = 100 A.

- Modelo S293C100, tripolar.

- In = 100 A.

- p.d.c. = 10 kA.

- Curva C.

Interruptores diferenciales: para la protección contra contactos indirectos se colocarán a

la salida de cada inversor, siempre a continuación del interruptor automático.

Ilínea = 14 A.

In interruptor = 25 A.

Interruptor diferencial bipolar:


Página 169

-Marca ABB, modelo FH202AC-25 / 0,03

- Sensibilidad alta ( 30 mA.)

- In = 25 A.


Página 170

1.7.2.5 Cuadros

Armarios de conexionado y protecciones:

Caja de derivación de Corriente Continua:

Para unificar las diferentes líneas del campo fotovoltaico en una sola línea de

corriente continua que conecte con el inversor se emplea una o varias cajas o armarios

donde se instalan los siguientes dispositivos:

- Elementos de protección y maniobra que permitan abrir los circuitos serie del

campo fotovoltaico, en este caso fusibles cilíndricos. Tendremos 8 grupos serie x 7

inversores x 3 fases = 168 fusibles.

- Bornes de conexión:

Borne de tierra del campo fotovoltaico

Bornes de entrada para cada circuito serie

Borne de salida para la línea de corriente continua que conecta con el

inversor.


Página 171

Esta caja estará situada en el exterior, en el campo fotovoltaico , por este motivo,

debe tener un grado de estanqueidad alto, por ejemplo un IP 65.

Caja de Corriente Alterna:

En este armario se colocará el interruptor automático general, así como las

protecciones contra sobreintensidades y defectos de aislamiento. 22 interruptores

automáticos y 21 interruptores diferenciales.

El armario de conexión y protecciones en CA estará situado en la zona de

contadores del edificio.

Bandejas:

Como soporte de las líneas de conexión de la instalación se utilizarán las

mismas bandejas perforadas que forman parte de la instalación eléctrica del edificio

puesto que su ocupación está por debajo de su capacidad.


Página 172

1.7.2.6 Puesta a Tierra

Para la protección contra contactos directos se establece una puesta a tierra de

protección que refiera a tierra aquellos elementos metálicos que no estén en tensión en

servicio normal, pero que pudieran estarlo en situaciones anómalas.

Se realiza una red equipotencial que una los elementos metálicos del generador,

soportes y carcasa de los módulos (ITC BT 18) mediante conductor aislado de cobre de

10 mm2 de sección.

Se conectará esta red equipotencial a la PAT de edificio mediante un conductor

de protección de la misma sección.


Página 173

1.7.2.7 Medida de la Energía Eléctrica

Según indica el RD 1663 deberán instalarse dos contadores o un contador

bidireccional. De forma que se registre tanto la cantidad de electricidad vendida a la

compañía eléctrica como el autoconsumo del inversor en los periodos sin radiación

solar. Ver anexo.

Contador: instalaremos un contador bidireccional a 4 hilos de la marca Landysgir.

Figura 7.13: Modelo ZMD410CTSBT32S1 230/400V /5A


Página 174

Características técnicas:

- Contador electrónico combinado para conexión a 230/400V y transformadores

/5A en redes trifásicas de 3 ó 4 hilos.

- Medida de la energía activa (A+, A-) en clase de precisión 1.0 y la energía

reactiva (Ri+, Rc-,Ri-,Rc+) en clase 2.

- Puerto óptico según norma UNE-EN-61107 y protocolo de comunicación

IEC870.5.102.

- Equipo registrador de medidas según el RPM, ITCs y RD1433/2002. Registra

2 curvas de carga, en períodos parametrizables de 5 a 60 min.

- Procesamiento local de tarifas, de activa y reactiva, con tres contratos

simultáneos para tarifas ATR (Acceso de terceros a redes), generales y autoproducción

en régimen especial, según normativa vigente.

- Puerto de comunicaciones RS232 (DB9 externo) para enlace, remoto o local,

con el Concentrador Secundario o Primario mediante protocolo IEC 870-5-102 definido

por REE.


Página 175

- Display, retroiluminado (opcional) y activo sin alimentación del contador,

conforme a normativa de Empresas Distribuidoras basadas en norma UNE-EN-62056-

61 (OBIS).

- Ejecución en montaje saliente sobre pared o fondo de armario.

Accesorios a incorporar:

Modulo de medida de 936 x 720 de poliéster con tapa transparente, para ubicar

los siguientes elementos:

· Contador ZMD410CTS

· Regleta de verificación 10 E

· Interruptor de corte con enclavamiento manual

· Transformadores de intensidad 200/5 A

· Fusibles


Página 176

Descripción:

Generalidades:

- Envolvente: la envolvente del contador está realizada en plástico reforzado

antiestático de fibra de vidrio. La parte superior de la envolvente está dotada de dos

ventanas de plástico transparentes que permiten visualizar la carátula principal del

Contador y la carátula del Registrador/Tarificador.

La ventana superior se cierra en su lateral superior derecho con un precinto de

calibración, mientras que la parte superior del envolvente se cierra en su lateral superior

izquierdo con un sello de fábrica o un segundo precinto de calibración.

La ventana inferior tiene forma de puerta frontal abisagrada y está dotada de un

precinto de la compañía. La carátula del Registrador/Tarificador con el esquema de

conexión del aparato en el reverso, el alojamiento de la pila, el pulsador de cierre de

facturación y la unidad de comunicación están situadas detrás de esta puerta frontal.

El cubrebornes se suministra en dos longitudes (conexión a trafo para Z.D400 y

conexión directa para Z.D310) para asegurar el espacio libre necesario (40 mm. y 60

mm. respectivamente) para realizar todas las conexiones, pudiendo presentar, según

modelo, la correspondiente conexión RS232 para lectura local ó conexión a módem

externo.


Página 177

- Carátulas del Contador y del Registrador/Tarificador: todos los datos

relevantes del contador están reflejados en las dos carátulas en el formato específico de

la compañía de suministro de energía. Las diferentes aperturas permiten la manipulación

de los dos pulsadores de pantalla del equipo y aseguran la visualización ininterrumpida

del Display de cristal líquido, los diodos de prueba y el interfaz óptico para la lectura

automática de datos de medida.

Finalidad de uso:

Registra los consumos de energía activa y reactiva en redes trifásicas a cuatro

(M) o tres (F) hilos (baja tensión) y, a partir de los valores adquiridos, determina las

medidas eléctricas requeridas. Para esta finalidad, los contadores se conectan al punto

de medida a través de transformadores de corriente.

Entradas y salidas:

- 6 contactos de salida (retransmisión de impulsos)

Tipo: relé de estado sólido

Tensión: desde 12 a 240 Vca/Vcc

Intensidad: máx. 100 mA


Página 178

Frecuencia de conmutación: máx. 20 Hz

- Entrada alimentación auxiliar externa CC

Tensión: rango extendido desde 40 a 140 Vcc sin polaridad

Consumo: 1,5 VA

Interfaces de comunicación:

- Interfaz óptica para comunicación local

Tipo: interfaz serie bidireccional

Velocidad máx: 9600 Baud

Aplicación: Lectura de datos, funciones de servicio según IEC 870.5.102 (REE)

Interfaz serie para comunicación remota

Tipo: interfaz serie bidireccional aislado RS232 (DB9 hembra)


Página 179

Velocidad máx: 38.400 Baud

Normas: V.24

Comportamiento de la tensión:

- Corte de tensión

Bloqueo de entradas y salidas: tras 1.2 seg. del corte

Tiempo de filtrado: 20 mseg.

Desconexión: tras aprox. 0.3 seg.

Figura 7.14: Comportamiento en caso de corte de tensión


Página 180

- Restauración de tensión

Listo para operación (según duración de corte): tras 1 a 5 s

Reconocimiento de sentido energía y tensión de fase: tras 1 a 3 s

Operación con tres fases

Figura 7.15: Comportamiento al restaurar tensión

Influencias externas:

- Rango de temperaturas

Operación: de -20°C a +55°C


Página 181

Almacenamiento: de -25°C a +70°C

- Coeficiente de temperatura

Rango: de -25°C a +70°C

Valor medio típico: 0.012 % por K

Con cos φ = 1 (de 0,05 Ib a Imáx): 0.02 % por K

Con cos φ = 0,5 (de 0,1 Ib a Imáx): 0.03 % por K

Figura 7.16: Comportamiento según temperatura


Página 182

Peso y dimensiones:

Peso: aprox. 1,5 kg

- Medidas externas (cumple DIN 43857)

Ancho: 177 mm

Alto (con cubrebornes corto): 244 mm

Alto (con cubrebornes estándar): 281,5 mm

Fondo: 75 mm

- Triángulo de fijación

Alto (pieza de suspensión abierta): 206 mm

Alto (pieza de suspensión cubierta): 190 mm

Ancho: 150 mm


Página 183

- Cubrebornes

Estándar

ZxD410CTS: 40 mm de espacio libre

Figura 7.17: Medidas del contador Z. 400 (cubrebornes estándar)


Página 184

Conexiones:

- Conexiones de fase

Tipo: bornes tipo rosca

Diámetro: 5,2 mm

Sección recomendado de conductor: de 4 a 6 mm2

- Tornillos

Dimensiones M4 x 8

Diámetro cabeza máx. 5,8 mm

Ranura estrellada tipo H o Z, medida 2, según ISO-4757-1983

Tamaño ranura 0,8 +0,2/+0,06 mm

- Par de apriete: hasta 1,7 Nm


Página 185

- Otras conexiones

Tipo: bornes sin tornillo montadas sobre muelle

Intensidad máxima de salidas de tensión: 1 A

Tensión máxima de entradas de control: 250 V


Página 186

1.7.3 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN ELÉCTRICA ANUAL

Se calcularán las producciones (kWh) mensuales máximas teóricas en función

de: la irradiancia, la potencia instalada y el rendimiento de la instalación, en base a

poder calcular posteriormente los ingresos percibidos por inyectar esta energía a la red.

Se define Irradiancia como la densidad de potencia incidente en una superficie o

la energía incidente en una superficie por unidad de tiempo y unidad de superficie. Se

mide en kW/m2.

Se define Irradiación como la energía incidente en una superficie por unidad de

superficie y a lo largo de un cierto período de tiempo. Se mide en kWh /m2.

Otro concepto importante es el de Insolación, corresponde a la integración de la

irradiancia en un período determinado. En otras palabras es la energía radiante que

incide en una superficie de área conocida en un intervalo de tiempo dado. Este término

tiene unidades de energía por área, comúnmente Wh/m2. Generalmente se toma este

valor como una acumulación de energía horaria, diaria, estacional o anual. La insolación

también se expresa en términos de horas solares pico. Una hora de energía la energía

recibida durante una hora, a una irradiancia promedio de 1,000 W/m2. La energía útil

que produce el generador fotovoltaico es directamente proporcional a la insolación que

recibe.


Página 187

Figura 7.18: Irradiancia y horas solares pico (insolación) durante un día soleado

Los datos de entrada que deberemos conocer son los siguientes:

H (0): Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre superficie

horizontal, en kWh/(m2 día).

H(α , β): Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el plano del

generador en kWh/(m2·día), obtenido a partir del anterior. α representa el azimut y β la

inclinación del generador.


Página 188

Rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”, PR.

Eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta:

– La dependencia de la eficiencia con la temperatura

– La eficiencia del cableado

– Las pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad

– Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia

– La eficiencia energética del inversor


Página 189

1.7.3.1 Datos de Partida

Latitud del emplazamiento: la latitud media de Madrid es de Φ= 41,4º

Datos de Radiación: se trata de datos de radiación total media mensual recogidos en la

provincia.

Tabla 7.2: Datos de radiación de Madrid en función de los meses


Página 190

1.7.3.2 Ángulos y Parámetros de la trayectoria Solar

La Latitud Φ: ws el arco de meridiano que se extiende desde el ecuador hasta el paralelo

local, aumenta por tanto de 0º a 90º. Es fácil conocerlo directamente por la situación

geográfica del lugar. Se toman valores positivos para el hemisferio Norte. Para Madrid

la latitud es de 41º.

Ángulo horario: es el ángulo girado por la tierra sobre su eje de rotación hasta una hora

determinada en un día cualquiera del año. Se calcula en función de las horas

transcurridas desde el mediodía solar

Variación: hora / grados 15=dt

dω

La Declinación Diaria: ángulo que forma el Sol respecto al plano ecuatorial al medio día

solar.


Página 191

Donde n es el día del año considerado.

Figura 7.19: ángulos de incidencia de la luz solar

La Declinación Media Mensual: es la media mensual del ángulo de declinación diario a

lo largo de un mes.

23º27’

23º27’

Equinoccio vernal

Polo sur celeste

Polo norte celeste

Equinoccio de otoño Camino aparente del sol en el plano de la eclíptica

Solsticio de invierno

Plano ecuador celeste

Ángulo de declinación

δ


Página 192

Donde d, m es el numero de días del mes considerado.

El Angulo Diario de Salida del sol:

Donde: Φ es la latitud; δd es la declinación diaria.

El Angulo Medio mensual de Salida del Sol:

Donde: ωs, d es el ángulo diario de salida del Sol.

Ángulo cenital: ángulo que forma la dirección de los rayos solares con la vertical del

lugar (cenit).


Página 193

Donde: Φ es la latitud; ωh es el ángulo horario; δd es la declinación diaria

El Azimut Horario de la Trayectoria Solar Diurna: es el ángulo proyectado sobre un eje

este-oeste de la trayectoria solar diaria y medido respecto del sur en sentido positivo

hacia el oeste.

Donde: ωh es el ángulo horario; δd es la declinación diaria; θz,h es el ángulo cenital.


Página 194

Número de Horas de Sol Teóricas Diarias:

Donde: ωs,d es el ángulo diario de salida del Sol.

Figura 7.20: coordenadas esféricas para observador en hemisferio norte

Polo Norte celeste

Estación de primavera / verano

Φ

Observador en Hemisferio Norte

Φ

Cenit

S N

E

W

ΨΨΨΨ

δ

αααα

θθθθz

θθθθz ángulo cenital

αααα elevación solar

ϕϕϕϕ acimut

δ declinación

Φ latitud

ωωωω

ωωωω ángulo horario

15º/hora

COORDENADAS medidas respecto a centro disco solar


Página 195

θθθθz ángulo cenital

αααα elevación solar

ϕϕϕϕ acimut

ωωωωs ángulo horario a la salida del Sol

ωωωω ángulo horario

Varía de 0º (horizonte) a 90º (cénit)

Varía de 0º (cénit) a 90º (horizonte)

Varía de 0º (sur) a 180º (norte). Signo: positivo hacia E, negativo hacia W

Varía de 0º (Sol culminando el meridiano) a un valor dependiente del día del año y la latitud. Signo: positivo antes del mediodía solar, negativo después del mediodía solar

Valor dependiente del día del año y la latitud.

CRITERIO DE SIGNOS


Página 196

1.7.3.3 Evaluación de la Radiación

La radiación solar recibida en el límite de la atmósfera varía ligeramente a lo

largo del año debido a la pequeña excentricidad de la órbita terrestre.

La Constante Solar de Radiación: se define la constante solar Gsc como la energía

recibida en la unidad de tiempo y por unidad de área sobre una superficie normal a los

rayos solares , situada a la distancia media de la tierra al sol y fuera de la atmósfera.

La Radiación Extraterrestre: es la radiación media extraterrestre recibida por la tierra en

un día cualquiera del año.

Donde: n es el número del día del año en el cual se quiere evaluar la radiación; Gs,c es

la constante solar de radiación.


Página 197

La Radiación Extraterrestre Horaria sobre Superficie Horizontal:

Donde: Go,n es la radiación extraterrestre.

La Radiación Diaria Extraterreste sobre Superficie Horizontal: la radiación acumulada

en un día será la suma de toda la potencia recibida durante todas las horas de luz.

en díam

MJ⋅2

Donde: Gs,c es la constante solar de radiación; Go,n es la radiación extraterrestre; tωs es

la hora solar a la cual amanece y anochece.


Página 198

La Radiación Media Mensual Extraterrestre sobre Superficie Horizontal: es la media de

las radiaciones acumuladas diarias a lo largo de todo un mes.

Donde: Ho,d es la radiación diaria extraterrestre sobre superficie horizontal.

Evaluación de la radiación difusa: la radiación solar cuando atraviesa la atmósfera es en

parte absorbida y en parte desviada por fenómenos de reflexión o difracción por las

nubes, partículas de polvo, vapor de agua ó por las moléculas de CO2 , oxígeno , Ozono,

etc. A lo que se denomina difusión.

La radiación que incide sobre la superficie directamente del Sol sin sufrir

cambios de dirección se conoce como radiación directa, mientras que aquella que llega

después de ser reflejada o emitida por las moléculas de la atmósfera se llama radiación

difusa.

Para diferenciar la radiación difusa de la directa sobre superficie horizontal se

hace a través del índice de claridad medio mensual definido como:


Página 199

Donde: Hm es la radiación total media mensual real sobre superficie horizontal

expresada en MJ/ díam ⋅2 recibida en la localización correspondiente del mes

correspondiente; Ho,m es la radiación media mensual sobre superficie horizontal.

La relación entre la radiación difusa y la radiación directa en medias mensuales

viene dada por las siguientes correlaciones:


Página 200

Donde: Hdif ,m es la radiación dispersa media mensual real sobre superficie horizontal

expresada en díam

MJ⋅2


Página 201

1.7.3.4 Evaluación de la Radiación Total sobre superficie inclinada

Para evaluar la radiación total que incide sobre un panel fotovoltaico con ángulo

de elevación β y azimut variable, se tomarán las componentes de radiación difusa y

reflejada del suelo como isotrópicas. Así la radiación total sobre superficie inclinada:

Donde: Rm es la relación media mensual entre radiación total incidente sobre una

superficie inclinada y la radiación total incidente sobre una superficie horizontal.

La relación entre radiación total sobre superficie inclinada y sobre superficie

horizontal viene dada por la expresión:

Donde: Rb,m es la relación media mensual entre radiación directa sobre superficie

inclinada y sobre superficie horizontal; ρsuelo es la reflectividad del suelo; β es el

ángulo de elevación de la placa fotovoltaica sobre la superficie terrestre.


Página 202

Es la parte correspondiente a la radiación directa.

Es la parte de radiación correspondiente al entorno considerada como isotrópica.

Es la parte de la radiación correspondiente a la reflexión con el suelo

considerada también como isotrópica.


Página 203

Donde: tgδ m es la tangente media mensual del ángulo declinación.

Resultados de Medias Mensuales:

Parámetros Generales:

Indices de claridad

1 31 14,64 1526,14 432,46 0,458 0,5322 28 19,71 1874,38 529,21 0,538 0,5803 31 26,97 2320,37 652,43 0,504 0,6044 30 34,37 2702,41 757,63 0,547 0,6815 31 39,60 2900,93 811,62 0,528 0,7076 30 41,75 2971,50 830,76 0,563 0,7767 31 40,59 2942,16 822,79 0,641 0,8688 31 36,23 2791,43 781,96 0,638 0,8139 30 29,44 2473,21 694,56 0,574 0,707

10 31 21,82 2030,31 572,38 0,522 0,57711 30 15,75 1607,98 455,17 0,476 0,53812 31 13,12 1418,89 402,83 0,450 0,511

27,872 2298,553 645,843 0,536 0,658

Mes Dias

Media

KT ktPotencial Radiativo

Hom(0) [MJ/(m^2·

Iom [J/(m^2·di

Gom [W/m^2]

Tabla 7.3: valores de radiación para Madrid según mes


Página 204

1 31 -20,847 68,00 70,643 70,64 9,422 28 -13,325 70,16 78,079 78,08 10,413 31 -2,389 60,83 87,910 87,91 11,724 30 9,493 54,91 98,395 89,50 13,125 31 18,806 55,60 107,258 88,98 14,306 30 23,077 51,13 111,741 88,72 14,907 31 21,101 53,54 109,624 88,84 14,628 31 13,296 54,15 101,902 89,29 13,599 30 1,994 59,92 91,743 89,90 12,23

10 31 -9,849 66,99 81,280 81,28 10,8411 30 -19,051 67,78 72,497 72,50 9,6712 31 -23,096 72,30 68,239 68,24 9,10

0,000 61,233 90,000 82,836 12,000

Mes Dias

Media

ω s' NhSParámetros Trayectoria Solar

δm Θz ω s

Tabla 7.4: trayectoria solar en Madrid según mes

Radiación Absorbida:

1 31 2,071 1,590 365,653 2,9592 28 1,707 1,445 443,586 4,2543 31 1,360 1,192 469,658 4,5034 30 1,104 1,052 542,582 5,4915 31 0,953 0,959 550,213 5,5656 30 0,893 0,921 594,159 6,0137 31 0,920 0,938 669,429 6,7718 31 1,039 1,020 648,620 6,5449 30 1,254 1,152 565,492 5,407

10 31 1,580 1,354 446,844 4,28811 30 1,969 1,553 380,385 3,23512 31 2,216 1,661 342,201 2,722

1,421 1,235 501,836 4,815

Mes DiasRb R

HT(β)

[kWh/(m^2·dia)]

G(β)

[W/m^2]

Media

Tabla 7.5: Radiación en Madrid en función del mes


Página 205


Página 206

1.7.3.5 Estimación de la Energía Eléctrica Generada

La energía solar que llega hasta nuestro planeta alcanza valor de 71015⋅ kWh ,

un valor bastante alto.

El inconveniente para su aprovechamiento es que la densidad de 1 kW /m2 ,

como máximo , resulta baja para su captación , por lo que el reto de la tecnología actual

es encontrar medios eficientes para su captación y almacenamiento.

Con las radiaciones conocidas en cada uno de los casos estimaremos la energía

producida por el sistema fotovoltaico conectado a red.

Modelo de Evaluación de la Generación de Energía:

Estimación de la Energía Anual:

La estimación de la energía generada se hará mediante la siguiente ecuación:


Página 207

Donde: EAC es la energía en kWh inyectada a la red por el sistema fotovoltaico; GSTC es

la irradiancia en condiciones estándar de medida: 1000W/m2; PSTC es la potencia pico

del generador en condiciones de radiación estándar media; PR es la eficiencia de la

instalación en condiciones reales de trabajo; FS es el factor de perdidas por sombreado;

Hef (φ,β) es la irradiación media efectiva sobre el plano del generador en kW / m2 h

teniendo en cuenta los efectos angulares y de suciedad.

Evaluación de la Irradiación Media Efectiva:

La irradiación efectiva es la radiación total útil. En ella están consideradas las

pérdidas angulares y espectrales y por suciedad del generador fotovoltaico.

Las perdidas por polvo y suciedad provocan la disminución de la potencia de un

generador FV por la deposición de polvo y suciedad en la superficie de los módulos.

Las pérdidas por polvo en un día determinado pueden ser del 0 % al día

siguiente de un día de lluvia y llegar al 8 % cuando los módulos se "ven muy sucios".

Estas pérdidas dependen de la inclinación de los módulos, cercanías a carreteras, etc.

Una causa importante de pérdidas ocurre cuando los módulos FV que tienen marco

tienen células solares muy próximas al marco situado en la parte inferior del módulo.

Otras veces son las estructuras soporte que sobresalen de los módulos y actúan como

retenes del polvo.


Página 208

Las pérdidas angulares y espectrales tienen su origen en la divergencia que se

dan entre las condiciones estándar de medida de la potencia pico del panel.

Las pérdidas por reflectancia angular y espectral pueden despreciarse cuando se

mide el campo FV al mediodía solar (± 2 h) y también cuando se mide la radiación solar

con una célula calibrada de tecnología equivalente (CTE) al módulo FV. Las pérdidas

anuales son mayores en células con capas antirreflexivas que en células texturizadas.

Son mayores en invierno que en verano. También son mayores en localidades de mayor

latitud. Pueden oscilar a lo largo de un día entre 2 % y 6 %.

Las pérdidas angulares de manera aproximada una ley senoidal en la cual a

mayor ángulo de incidencia implica un aumento de estas pérdidas. Las pérdidas

espectrales vienen dadas por la variación del espectro solar en cada momento respecto

del espectro normalizado que afecta a la célula dando lugar a ganancias o pérdidas

energéticas.

La suma de ambas las pérdidas por suciedad y espectrales se pueden evaluar

con la siguiente relación:

Donde: LPA y LPS son las perdidas angulares y espectrales; LPS son las pérdidas por

suciedad; gj son los coeficientes a través de los cuales se evalúan las pérdidas angulares


Página 209

y de suciedad con un grado de suciedad medio. Se considerarán unas perdidas por

suciedad del 3%. Se evalúan según gi; β-βopt es la desviación del ángulo real de la

instalación respecto del óptimo. En nuestro caso será cero.

Donde: φ es el ángulo de azimut del generador solar.

Como hemos indicado anteriormente el azimut será de φ = 27º

Los gi,j toman los siguientes valores para una perdida del 3% de transparencia

en la dirección normal a la superficie.

gij 1 2 31 8,000E-09 3,800E-07 -1,218E-042 -4,270E-07 8,200E-06 2,892E-043 -2,500E-05 -1,034E-04 9,314E-01

COEFICIENTES gij

Tabla 7.6: coeficientes gij


Página 210

Para azimut de 27º:

g1 -1,218E-04g2 2,892E-04g3 9,314E-01

COEFICIENTES gj

Para calcular la radiación efectiva:

Donde: HT(φ,β) es la radiación total absorbida; LPA y LPS son pérdidas por suciedad,

angulares y espectrales.

Factor de Sombreado: es un factor que ha de ser un cálculo realizado de manera

específica para cada instalación. Afecta sobre todo a instalaciones fotovoltaicas en

integración arquitectónica. Para calcularlos se han de seguir mapas de trayectorias

solares junto con unas tablas de referencia que evalúan la pérdida porcentual por cada

intervalo acotado en el mapa de trayectoria solar.

En nuestro caso no encontramos alrededor edificios de mayor altura que

pudieran arrojar sombras sobre nuestros paneles. Por tanto considerando que no existen

sombras circundantes FS =1


Página 211

Pérdidas por Conexionado o de Mismatch: las perdidas por conexionado son

pérdidas originadas en la conexión de los módulos fotovoltaicos que trabajan a

potencias ligeramente diferentes. Estas pérdidas tienen su origen en que el sistema

estará trabajando en las condiciones del módulo que peor esté trabajando, así en una

conexión serie la intensidad de cortocircuito máxima estará limitada por el módulo que

peor parámetro tenga.

Estas pérdidas por norma general no suelen exceder el 3%.(LM=3%)

Pérdidas por Temperatura: las perdidas por temperatura dependen de la localidad y

su valor oscila típicamente entre el 4% y el 6%.

Con los datos de radiación media mensual se calcularán las perdidas de energía

considerando el factor de variación del punto de potencia máxima del módulo

seleccionado aplicado a la diferencia entre la temperatura de célula media mensual y la

temperatura de célula en condiciones estándar de medida.

La temperatura de la célula se calcula como:

Donde: Ta es la temperatura ambiente media mensual; TONC es la temperatura de la

célula en condiciones estándar de operación; G es la radiación media mensual.


Página 212

Las pérdidas se calculan como:

Donde:

Es la variación relativa de la potencia máxima por ºC o K que es un parámetro

característico del panel.

En la placa de características de los paneles BP 3160s encontramos el

coeficiente de temperatura de la potencia que es de º/%05,05,0 C±

Pérdidas en el Inversor: las perdidas en el inversor se pueden considerar en dos

sumandos independientes, las pérdidas por rendimiento en la conversión DC/AC y

pérdidas por seguimiento del punto de máxima potencia del generador FV.

Las pérdidas por conversión DC/AC se producen fundamentalmente en los

elementos de conmutación. En general se puede caracterizar por dos curvas, en función

de la potencia de operación y la tensión de entrada.


Página 213

Las pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia se

deben a los fallos del sistema de seguimiento de dicho punto.

Consideraremos el rendimiento máximo que se indica en la placa de

características del inversor: ηinv = 93%

Las pérdidas en el inversor serán:

LINV = 1- ηinv

Pérdidas en el Cableado: normalmente las pérdidas en interruptores, fusibles y diodos

son muy pequeñas y no es necesario considerarlas. Las caídas en el cableado pueden ser

muy importantes cuando son largos y se opera a baja tensión en CC. Las pérdidas por

cableado en % suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas de

pequeña potencia. En nuestro caso, de acuerdo con las especificaciones, el valor

máximo admisible para la parte CC es 1,5 %.

Los cables están dimensionados de tal manera que se minimicen las pérdidas

teniendo en cuenta la rentabilidad de la inversión.

Tomaremos los valores típicos indicados en el PCT de IDAE:


Página 214

Tabla 7.7: valores típicos de pérdidas en cableado

Luego consideraremos como pérdidas en el cableado: Lcab = 2%

Rendimiento Global del Sistema: en este término se incluyen todas las perdidas

energéticas que están asociadas al funcionamiento de la instalación. En general puede

definirse el rendimiento global como:

Donde: FS es el factor de sombra; Li son las diversas pérdidas descritas.

Resultados: la instalación consta de 504 módulos BP 3160s de 160 Wp y área de 1,25

m2 cada uno en 21 inversores Atersa de 4 kWp. En total 80,64 kWp.


Página 215

Pérdidas por temperatura:

Mes Días Tamb [ºC] Tc [ºC] ∆Pmax(%)1 31 5,7 18,04 3,480%2 28 7,7 22,67 1,164%3 31 10,4 26,25 -0,625%4 30 12,3 30,61 -2,806%5 31 16,4 34,97 -4,985%6 30 21,6 41,65 -8,326%7 31 25,4 47,99 -11,497%8 31 25 46,89 -10,945%9 30 20,8 39,89 -7,443%

10 31 14,9 29,98 -2,490%11 30 9,5 22,34 1,331%12 31 6,7 18,25 3,375%

-3,34%Media

Tabla 7.8: pérdida media por temperatura

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mes

Tc

[ºC

]

Figura 7.22: evolución anual de la temperatura


Página 216

Balance energético anual:

1 31 2,959 93,14% 100,00% 97,00%2 28 4,254 93,14% 100,00% 97,00%3 31 4,503 93,14% 100,00% 97,00%4 30 5,491 93,14% 100,00% 97,00%5 31 5,565 93,14% 100,00% 97,00%6 30 6,013 93,14% 100,00% 97,00%7 31 6,771 93,14% 100,00% 97,00%8 31 6,544 93,14% 100,00% 97,00%9 30 5,407 93,14% 100,00% 97,00%

10 31 4,288 93,14% 100,00% 97,00%11 30 3,235 93,14% 100,00% 97,00%12 31 2,722 93,14% 100,00% 97,00%

4,815Media

HT(β) [kWh/(m^2·dia)]

(1-LPS-LAS) FS 1-LMMes Día

Tabla 7.9: intensidad generadora a lo largo de los meses

Mes Día 1-LTEMP 1-LINV 1-LDC PR Eac [KWh/ año]

1 31 103,48% 93,00% 98,00% 85,206% 74204,2875 2 28 101,16% 93,00% 98,00% 83,300% 104311,3838 3 31 99,37% 93,00% 98,00% 81,826% 108456,9938 4 30 97,19% 93,00% 98,00% 80,031% 129351,1695 5 31 95,02% 93,00% 98,00% 78,237% 128149,3238 6 30 91,67% 93,00% 98,00% 75,485% 133601,9265 7 31 88,50% 93,00% 98,00% 72,875% 145243,6703 8 31 89,05% 93,00% 98,00% 73,329% 141240,519 9 30 92,56% 93,00% 98,00% 76,213% 121283,1585 10 31 97,51% 93,00% 98,00% 80,290% 101333,1008 11 30 101,33% 93,00% 98,00% 83,437% 79436,28 12 31 103,38% 93,00% 98,00% 85,120% 68208,861

Media 96,66% 79,590% 111240,6435

Tabla 7.10: Kwh/año producidos


Página 217

70%

72%

74%

76%

78%

80%

82%

84%

86%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mes

Ren

dim

ient

o

Figura 7.23: evolución anual del rendimiento de los paneles

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mes

Eac

[kW

h/A

ño]

Figura 7.24: evolución anual de la energía generada por panel


Página 218

ENERGÍA GENERADA TOTAL: 111240,6435 añohkW ⋅

1.2. CÁLCULOS QUE NO FIGURAN EN

LA MEMORIA DESCRIPTIVA


Página 221

INDICE CÁLCULOS

2.1 CÁLCULO DE LAS EMISIONES REDUCIDAS Pag 222 2.2 CÁLCULO DE LOS COSTES UNITARIOS DE LOS BENCHMARKS Pag 224 2.3 JUSTIFICACIÓN DEL TAMAÑO DEL EDIFICIO ALMACÉN DE MOTOCICLETAS Pag 231


Página 222

2.1 Cálculo de las emisiones de CO2 reducidas con la

implantación

2.1.1 PIAGGIO 125

Consideramos una emisión de CO2 de 130 g/Km a lo largo de un recorrido típico por

ciudad.

Para la motocicleta (no el agente), el uso estimado de horas al día será de 20 horas (se

usa cada motocicleta en al menos 3 turnos de los 4.

Para los agentes de esta motocicleta (grupo L) el recorrido diario se ha estimado en 35

Km totales.

motodíagKmgdíaKmmotodíaEmisión ⋅=⋅=⋅=⋅ /455013035///

motoañogdíasmotodíaGastomotoañoEmisión ⋅=⋅=×⋅=⋅ /16607503654550365//

Multiplicando este resultado por el número total de motocicletas cuerpo L que se van a

implantar (865) tenemos:


Página 223

g/año14365487508651660750 =⋅=⋅⋅= MotosNmoto

añoEmisiónuerpoLEmisionesC o

2.1.2 PIAGGIO 150

Para la Piaggio 150 la emisión por Kilómetro estimada es de 140 g/Km y el recorrido

diario de 200 Km/día. Repitiendo los cálculos:

motodíagKmgdíaKmmotodíaEmisión ⋅=⋅=⋅=⋅ /28000140200///

motoañogdíasmotodíaGastomotoañoEmisión ⋅=⋅=×⋅=⋅ /1022000036528000365//

Y finalmente, con 956 motocicletas a implantar:

g/año977032000095610220000 =⋅=⋅⋅= MotosNmoto

añoEmisiónuerpoHEmisionesC o

2.1.3 SUMA TOTAL

11206,86T0g11206868759770320000

1436548750

==+

+=+= uerpoHEmisionesCuerpoLEmisionesCotalesEmisionesT


Página 224

2.2 Cálculo de los costes unitarios utilizados en ambos

benchmarks

BDESC A1

Piaggio Hexagon 125

Garantia motor meses 12 24 Garantia bateria meses 8 Precio mercado € 1168 1200 Pago inicial € 350,4 1200 Pago entrega € 817,6 0 Garantia condensador meses 6 Estimado mantenimiento 1 anual € 200 690 Vida util moto años 6 6 Valor estimado final € 292 300 Por amortizar € 876 900 Amortizacion anual € 146 150 Seguro € 200 500 Impuesto circulacion € 0 190 Estimado mantenimiento 1 € 1200 4140 Estimado mantenimiento 2 por 100km € 8,72 15,25 Aceite € 0 1 Bujias € 0 0,5 Filtro de Aire € 0 0,5 Filtro de aceite € 0 0,5 Suspensiones € 2 2 Correa Alternador € 0,17 0,17 Ruedas € 2 2 Bateria € 1,5 0,33 Gasolina € 0 7 Frenos € 1,25 1,25 Electricidad € 1,8 0 km/año de este cuerpo 5000 5000 Estimado mantenimiento 2 anual € 436 762,5 Estimado mantenimiento 2 € 2616 4575 Mantenimiento total estimado € 3816 8715

Precio total invertido en 6 años € 4984 9915


Página 225

Maxi Scooter Vectrix Piaggio Hexagon 150

Garantia motor meses 24 24 Garantia bateria meses 24 Precio mercado € 8500 1500 Estimado mantenimiento 1 anual € 300 800 Vida util moto años 6 6 Valor estimado final € 2125 375 Por amortizar € 6375 1125 Amortizacion anual € 1062,5 187,5 Seguro € 300 600 Impuesto circulacion € 0 200 Estimado mantenimiento 1 € 1800 4800 Estimado mantenimiento 2 por 100km € 9,7 16,25 Aceite € 0 1 Bujias € 0 0,5 Filtro de Aire € 0 0,5 Filtro de aceite € 0 0,5 Suspensiones € 2 2 Correa Alternador € 0,2 0,17 Ruedas € 2 2 Bateria € 2 0,33 Gasolina € 0 8 Frenos € 1,5 1,25 Electricidad € 2 0 km/año de este cuerpo 20000 20000 Estimado mantenimiento 2 anual € 485 812,5 Estimado mantenimiento 2 € 2910 4875 Mantenimiento total estimado € 4710 9675

Precio total invertido en 6 años € 13210 11175


Página 226

2.2.1 BDESC-A1

El precio de venta de la motocicleta es de 1168 €, pero dado que el proveedor nos

permite pagar el 30% al pedido y el 70% a la entrega, se tiene un pago inicial de 350.4

€, y un pago de 817.6 € al mes, con la entrega.

El Estimado Mantenimiento I anual, refleja el coste por mantenimiento de el seguro y el

impuesto de circulación. Al ser motocicleta eléctrica, el impuesto por circulación queda

primado y el seguro es de 200 €/año. Multiplicado por los años de vida útil de la

motocicleta, 6 años, tenemos un Estimado Mantenimiento I por moto de 1200 €.

Se ha supuesto una vida útil de los vehículos de 6 años, con un valor final del 25%, lo

que supone un activo final en 292 € en posesión del cuerpo, no liquidable (supuesto).

De ésta forma, el valor por amortizar de la motocicleta es de 876 €, repartido en 6 años

quedan 146 € anuales de amortización.

Para el Estimado Mantenimiento II, que refleja el mantenimiento per sé de la

motocicleta, tenemos los costes estimados por revisiones y cambios de piezas cada 100

Km de sus componentes. Extrapolando la suma total de costes a los 5000 Km supuestos

de recorrido anual de cada motocicleta, tenemos un coste de 436 € por moto al año.

Multiplicando por los 6 años de vida útil, 2616 €.


Página 227

Sumando el coste por Mantenimiento I y II, la BDESC-A1 supone 3816 € por

mantenimiento en su vida útil, mas los 1168 € gastados entre pedido y entrega, 4984 €

de inversión.

2.2.2 PIAGGIO 125

El precio de venta de la motocicleta es de 1200 €.


impuesto de circulación. El impuesto por circulación supone 190 €/año y el seguro es de

500 €/año, lo que suman 690 €/año. Multiplicado por los años de vida útil de la





quedan 150 € anuales de amortización.



Km de sus componentes. Extrapolando la suma total de costes a los 5000 Km supuestos

de recorrido anual de cada motocicleta, tenemos un coste de 762.5 € por moto al año.

Multiplicando por los 6 años de vida útil, 4575 €.


Página 228

Sumando el coste por Mantenimiento I y II, la Piaggio 125 supone 8715 € por

mantenimiento en su vida útil, mas los 1200 € por la entrega, 9915€ de inversión.

2.2.3 VECTRIX ELECTRIC MAXI SCOOTER



impuesto de circulación. El impuesto por circulación queda primado por ser una

motocicleta de emisión cero y el seguro es de 300 €/año. Multiplicado por los años de

vida útil de la motocicleta, 6 años, tenemos un Estimado Mantenimiento I por moto de

1800 €.




quedan 1062.5 € anuales de amortización.



Km de sus componentes. Extrapolando la suma total de costes a los 20000 Km

supuestos de recorrido anual de cada motocicleta, tenemos un coste de 485 € por moto

al año. Multiplicando por los 6 años de vida útil, 2910 €.


Página 229

Sumando el coste por Mantenimiento I y II, la Maxi Scooter de Vectrix supone 4710 €

por mantenimiento en su vida útil, mas los 8500 € por la entrega, 13210 € de inversión.

2.2.4 PIAGGIO 150



impuesto de circulación. El impuesto por circulación supone 200 €/año y el seguro es de

600 €/año, lo que suman 800 €/año. Multiplicado por los años de vida útil de la





quedan 187.5 € anuales de amortización.



Km de sus componentes. Extrapolando la suma total de costes a los 20000 Km

supuestos de recorrido anual de cada motocicleta, tenemos un coste de 812.5 € por moto

al año. Multiplicando por los 6 años de vida útil, 4875 €.


Página 230

Sumando el coste por Mantenimiento I y II, la Piaggio 150 supone 9675 € por

mantenimiento en su vida útil, mas los 1500 € por la entrega, 11175 € de inversión.


Página 231

2.3 Justificación del tamaño del edificio Almacén de

Motocicletas.

El número de motocicletas a guardar en el garaje supone el mayor espacio requerido de

la planta del almacén. Las baterías se cargarán en soportes de la pared oeste, donde

existirán múltiples tomas de corriente 230 V.

Total BDESC A1 665 Total Vectrix 735

(sin factor de seguridad)

El número de motocicletas a operar de nuestros cuerpos es el siguiente, como quedaba

reflejado en el pliego de condiciones. No se ha utilizado el factor de seguridad del 130%

para éste cálculo.

Las jornadas de operación de las motocicletas por turnos (no de los agentes) se refleja

en la siguiente tabla:


Página 232

Cuerpos L Seg Vial L Cuerpos H

8:00 315 350 735 9:00 315 350 735

10:00 315 350 735 11:00 315 350 735 12:00 315 350 735 13:00 315 350 735 14:00 315 350 735 15:00 315 350 735 16:00 315 350 735 17:00 315 350 735 18:00 315 350 735 19:00 315 350 735 20:00 180 350 420 21:00 180 350 420 22:00 180 350 420 23:00 180 350 420

0:00 180 0 420 1:00 180 0 420 2:00 90 0 210 3:00 90 0 210 4:00 90 0 210 5:00 90 0 210 6:00 90 0 210 7:00 90 0 210

Con lo que, el momento más desfavorable será el turno nocturno 2, de 2:00 AM a 8:00

AM, donde nuestro garaje tendrá que guardar más motocicletas.

Momento + desfavorable BDESC A1 575 Vectrix 525 Total 1100 m2 moto 2 Espacio Requerido 2200

De las BDSC-A1 guardaremos todas menos las 90 que están en servicio en ese

momento, es decir 575 motocicletas. De las Maxi Scooter de Vectrix en ese turno

estarán en servicio 210, luego guardaremos 525. Un total de 1100 motocicletas a


Página 233

guardar, que a la estimación de 2 metros cuadrados de planta por motocicleta, suponen

2200 metros cuadrados requeridos.

El tamaño total del almacén solicitado es de 2500 metros cuadrados.

Las motocicletas quedarán aparcadas en Batería 45º en grupos de 2 filas enfrentadas. De

esta forma se aprovecha el espacio en planta reduciendo el espacio requerido por

motocicleta y quedan pasillos de fácil tránsito del personal entre las columnas.

1.3. ESTUDIO ECONÓMICO


Página 235

Partimos de una inversión inicial de 11801570 €, tal como detalla el presupuesto.

Con esta inversión compramos las dos flotas de motocicletas eléctricas, las modificamos para

que puedan efectuar las funciones requeridas, y hacemos la instalación fotovoltaica y eléctrica

del edificio almacén.

Además de este coste inicial, podemos detallar los costes por mantenimiento del

proyecto:

Coste Inicial: 11801570 € / año Alquiler del local 192000 Coste por mantenimiento BDSC A1 636 Coste por mantenimiento Vectrix 785 Flota BDSC A1 en uso 665 Flota Vectrix en uso 735 Total coste mantenimiento flota L 422940 Total coste mantenimiento flota H 576975 Energía Generada 111240 Energía consumida 12000 Precio Mercado kw/h 0,4315 Ganancias por energía 42822,06

Coste Anual -1149092,94 Pérdidas en 6 años: -18696127,6

El alquiler del local se estima de 16000 € mensuales.


Página 236

Los costes unitarios por mantenimiento están detallados en el apartado de

Cálculos.

La flota a utilizar no comprende el stock de seguridad del 30%.

La energía generada está calculada en el apartado correspondiente a la

instalación fotovoltaica de la memoria descriptiva.

La energía demandada comprende la acumulación por carga de baterías según

sus horas de autonomía y sus kilómetros recorridos al día para cada flota.

El precio de mercado está actualizado a marzo de 2008.

El coste total en 6 años es de más de 18 millones de euros.


Página 237

Comparativa contra la implantación de la flota actual:

Coste Inicial: 4000000 € / año Alquiler del local 192000 Coste por mantenimiento Piaggio 125 1452,5 Coste por mantenimiento Piaggio 150 1612,5 Flota Piaggio 125 en uso 665 Flota Piaggio 150 en uso 735 Total coste mantenimiento flota L 965912,5 Total coste mantenimiento flota H 1185187,5

Coste Anual -2343100 Pérdidas en 6 años: -18058600

El coste inicial comprende la inversión en precios iniciales de las flotas mas la

de la adecuación del edificio almacén. Se ha estimado en tan solo 4 millones de euros.

El alquiler del local se ha supuesto igual, pues es de aproximadamente el mismo

tamaño (las flotas son iguales).

Los costes por mantenimiento están detallados en el apartado de cálculos.

Las flotas en uso no comprenden el stock de seguridad.


Página 238

A seis años, el coste de la implantación de la flota actual es prácticamente

idéntico al propuesto en el proyecto. La diferencia está en que éste proyecto implanta

flotas de emisión cero.

1.4. ANEJOS


Página 240

INDICE GRUPAL 4.1 LEY EURO 3 Pag 241 4.2 MARCO LEGAL EUROPEO. EMISIONES Pag 242 4.3 MARCO JURÍDICO. INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA Pag 255 4.4 MARCO JURÍDICO. CONTADORES Pag 295 4.5 EXTRACTO REBT Pag 297 4.6 INVERSOR Pag 336 4.7 GRÁFICAS. JUSTIFICACIÓN ENERGÉTICA Pag 345 4.8 FOCO TELESCÓPICO Pag 357 4.9 PLANO EN PLANTA DEL ALMACÉN Pag 359 4.10 CROQUIS DEL KIT POLICIAL Pag 360


Página 241

4.1 Ley Euro 3

En la actualidad, una motocicleta produce hasta 100 veces más emisiones

contaminantes que un automóvil. Por este motivo el Parlamento Europeo aprobó el

miércoles una propuesta que obliga a los fabricantes de motos a producir vehículos más

respetuosos con el medioambiente.

Esta nueva ley, conocida con el nombre de Euro-3, entrará en vigor el 1 de enero

de 2006. A partir de esa fecha, cualquier motocicleta que se fabrique en la UE deberá

ser más «limpia» y como máximo podrá emitir los mismos niveles de dióxido de

carbono (CO2) que un «turismo nuevo de 2000». Un año después, el 1 de enero de

2007, ya no se podrá comercializar ningún modelo que no cumpla la nueva norma.

La Euro-3 es la última fase de un plan de la Unión Europea que pretende hacer

menos contaminante el actual parque motociclista de Europa. Sin embargo, hasta la

llegada de esta directriz, los fabricantes tendrán que aprobar un examen previo.

Se trata de la segunda etapa (Euro-2) de esta ley, que entrará en funcionamiento

a partir del 17 de junio de 2002, para ciclomotores, y del 1 de enero de 2003 para los

vehículos de mayor cilindrada.Las motocicletas y ciclomotores que se fabriquen a partir

de esa fecha deberán reducir los niveles de emisiones de dióxido de carbono hasta los

5,5 g/km.


Página 242

4.2 Marco Legal Europeo en cuanto a emisiones

Una norma europea sobre emisiones es un conjunto de requisitos que regulan los

límites aceptables para las emisiones de gases de combustión de los vehículos nuevos

vendidos en los Estados Miembros de la Unión Europea. Las normas de emisión se

definen en una serie de directivas de la Unión Europea con implantación progresiva que

son cada vez más restrictivas.

Actualmente, las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOX), Hidrocarburos (HC),

Monóxido de carbono (CO) y partículas están reguladas para la mayoría de los tipos de

vehículos, incluyendo automóviles, camiones, trenes, tractores y máquinas similares,

barcazas, pero excluyendo los barcos de navegación marítima y los aviones. Para cada

tipo de vehículo se aplican normas diferentes. El cumplimiento se determina

controlando el funcionamiento del motor en un ciclo de ensayos normalizado. Los

vehículos nuevos no conformes tienen prohibida su venta en la Unión Europea, pero las

normas nuevas no son aplicables a los vehículos que ya están en circulación. En estas

normas no se obliga el uso de una tecnología en concreto para limitar las emisiones de

contaminantes, aunque se consideran las técnicas disponibles a la hora de establecer las

normas.


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El objetivo fijado en el Protocolo de Kyoto es reducir las emisiones de una serie

de gases de efecto invernadero en un 8 % durante el período 2008-2012 en relación con

los niveles de 1990.

Las emisiones de dióxido de carbono procedentes del transporte han aumentado

rápidamente en los últimos años, del 21% del total de emisiones en 1990 al 28% en el

2004.[1] Sin embargo, en la actualidad no existen normas sobre el límite de emisiones

de CO2 procedentes de la combustión en los vehículos.

Se considera que las emisiones de CO2 originadas por el transporte en la Unión

Europea actualmente constituyen el 3,5% de emisiones globales de CO2. Entre 1992 y

2007 los gases nocivos con que los aviones contaminan Europa aumentaron en un 89%.

El transporte aéreo es uno de los máximos responsables de la escalada de emisiones

contaminantes que aceleran el cambio climático. Las medidas que se adopten para

reducir las emisiones de CO2, tendrán que incluir la reducción de las emisiones del

transporte.

Los turismos representan aproximadamente la mitad de las emisiones de CO2

relacionadas con el transporte en la Unión Europea y el transporte aéreo que representa

el 12% de las emisiones de CO2 procedentes del transporte.

Uno de los objetivos de la Directiva 1999/94/CE del Parlamento Europeo y del

Consejo, de 13 de diciembre de 1999, relativa a la disponibilidad de la información a los

consumidores sobre el consumo de combustible y las emisiones de CO2 respecto de la


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comercialización de los turismos nuevos es garantizar que la información pertinente y

comparable sobre el consumo de combustible y las emisiones de CO2 de los turismos

nuevos ofrecidos en venta o alquiler en la Unión Europea se pone a disposición de los

consumidores a fin de que los consumidores puedan elegir con conocimiento de causa,

impulsando de ese modo a los fabricantes a hacer lo necesario para reducir el consumo

de los automóviles. El hecho de que se coloquen etiquetas en los coches de segunda

mano en el punto de venta podría influir en los compradores de turismos nuevos,

inclinándolos hacia vehículos de bajo consumo, ya que esta característica se tendría en

cuenta para la reventa del vehículo.

En Reino Unido, el planteamiento inicial se consideró ineficaz. La forma en que

se presentó la información era demasiado complicada de entender para los

consumidores. Como resultado, los fabricantes de automóviles en el Reino Unido

acordaron voluntariamente poner una etiqueta de color "más sencilla para el

consumidor" que muestra las emisiones de CO2 en todos los vehículos nuevos a partir

de septiembre de 2005, con una letra desde la A (menos de 100 g de CO2 por km) a la F

(más de 186 g/km). El objetivo de la nueva "etiqueta verde" es dar a los consumidores

una información clara sobre el rendimiento medioambiental de los diferentes vehículos.

Otros países miembros de la Unión Europea están también en proceso de

introducir este tipo de etiquetas.

Los límites de emisiones de CO2 generadas por los vehículos están sujetos a un

acuerdo voluntario (en esto difieren de los límites obligatorios en la legislación CAFE


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de Estados Unidos) entre la UE y los fabricantes de automóviles (véase acuerdo

ACEA). En última instancia, el objetivo de la Unión Europea con los acuerdos

voluntarios es contribuir a llegar a un promedio de emisiones de CO2 (que se miden de

acuerdo a la Directiva de la Comisión 93/116/CE) de 120 g/km para todos los nuevos

vehículos de turismo para el año 2012.

Sin embargo, como resulta cada vez más claro que el acuerdo inicial no se

cumplirá (habiendo logrado sólo 160 g/km en 2005, desde los 186 g/km en 1995), los

legisladores han comenzado a considerar una nueva reglamentación.

A finales de 2005, el Parlamento Europeo aprobó una resolución en apoyo a las

obligatorias normas de emisión de CO2 para sustituir a los actuales compromisos

voluntarios de los fabricantes y al etiquetado.

A finales de 2006, en respuesta a un nuevo informe desarrollado por la

Federación Europea de Transporte y Medio Ambiente documentando falta de progreso

en las metas de carácter voluntario, la Comisión Europea anunció que estaba trabajando

en una propuesta para limitar las emisiones de CO2 de los automóviles .

El 7 de febrero de 2007, la Comisión Europea publicó su propuesta de proyecto

legislativo (COM 2007 0019) para limitar la media de emisiones de CO2 de la flota de

vehículos europeos a los 120 g/km. Sin embargo, esto no quiere decir que todos los

fabricantes tendrían una media de 120 g/km para sus vehículos. Algunos grandes

fabricantes de automóviles pequeños, tales como Fiat, Renault, Peugeot y Citroen ya


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están muy cerca del objetivo, mientras que los fabricantes de pequeño volumen de

ventas en automóviles pequeños producen automóviles con más emisiones por km,

como BMW, Mercedes, Audi, Saab y Porsche, situándose más lejos de alcanzar ese

objetivo. Lejos de ser sorprendente los fabricantes franceses quieren un objetivo global,

mientras que los fabricantes alemanes manifiestan que un objetivo general destruiría sus

industrias.

La Federación Europea de Transporte y Medio Ambiente insiste en la necesidad

de un objetivo a más largo plazo que disminuya a la mitad el consumo de combustible

de los automóviles nuevos durante la década de 2010, alcanzando los 80 g de CO2/km

hacia el 2020.[9] La media de emisiones de los vehículos nuevos producidos en la

Unión Europea se redujo hasta los 160 g CO2/km (reduciendo sólo el 0.2% en 2006) y

todavía podría cumplirse el objetivo voluntario de 140 g CO2/km para el 2008.

La Asociación de Fabricantes Europeos de Automóviles (ACEA, por sus siglas

en inglés) solicitó ampliar el plazo al menos hasta 2015 y un enfoque diferente que

permita a los constructores reducir las emisiones de CO2 con una viabilidad económica.

De igual manera, ACEA solicitó a los gobiernos de la Unión Europea el desarrollo de

políticas que incentiven la demanda de vehículos con reducidas emisiones de CO2.

Las etapas son normalmente denominadas Euro 1, Euro 2, Euro 3, Euro 4 y Euro

5 para vehículos ligeros. Las series correspondientes de las normas para vehículos

pesados utilizan números romanos en vez de números arábigos (Euro I, Euro II, etc.)


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El marco jurídico consiste en una serie de directivas, cada una es una

modificación de la Directiva 70/220/CEE. Se presenta aquí una lista resumida de las

normas, cuándo entran en vigor, qué se aplicará en cada una de ellas, y qué directivas de

la UE proporcionan una definición de cada norma.

* Euro 1 (1993):

o Para turismos - 91/441/CEE

o También para turismos y para camiones ligeros - 93/59/CEE.

* Euro 2 (1996) para turismos - 94/12/CE (& 96/69/CE)

* Euro 3 (2000) para cualquier vehículo - 98/69/CE

* Euro 4 (2005) para cualquier vehículo - 98/69/CE (& 2002/80/CE)

* Euro 5 (2008/9) para cualquier vehículo - (COM(2005) 683 - propuesto)

Estos límites sustituyen a la directiva original 70/220/CEE sobre límites de

emisión.


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Las clasificaciones de los tipos de vehículos están definidas por:

* Directiva 2001/116/CE de la Comisión, de 20 de diciembre de 2001, por la

que se adapta al progreso técnico la Directiva 70/156/CEE del Consejo relativa a la

aproximación de las legislaciones de los Estados miembros sobre la homologación de

vehículos de motor y de sus remolques.

* Directiva 2002/24/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de

marzo de 2002, relativa a la homologación de los vehículos de motor de dos o tres

ruedas y por la que se deroga la Directiva 92/61/CEE del Consejo.

En el área de los combustibles, la directiva sobre biocombustibles de 2001 exige

que el 5,75% de todos los transportes que usan combustibles fósiles deben sustituir su

uso por biocombustibles antes del 31 de Diciembre de 2010, con un objetivo intermedio

del 2% a finales de 2005.

Sigmar Gabriel, ministro alemán de medio ambiente, rechaza pedir prorrogar el

plazo para aplicar la reducción de CO2.

Normativa sobre emisiones para turismos:


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Los gases de escape son mucho menos nocivos que hace un decenio, gracias a

las normas sobre emisiones.

Las normas sobre emisiones para turismos y vehículos industriales ligeros se

resumen en las siguientes tablas. Desde la etapa Euro 2, los reglamentos de la UE

introducen diferentes límites de emisiones para los vehículos diesel y gasolina. Los

diesel tienen normas más estrictas normas de CO pero se les permite más emisiones de

NOx. Los vehículos de gasolina están exentos de las normas de PM hasta la etapa Euro

4 (la etapa Euro 5 propuesta introduce normas para PM algunos automóviles de

gasolina).

Todas las fechas que figuran en las tablas se refieren a nuevas homologaciones.

Las directivas de la CE también especifican una segunda fecha, un año después de que

se aplique el primer registro (puesta en servicio) de los existentes modelos de vehículos

previamente homologados.


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Normas europeas sobre emisiones para turismos (categoría M1*), en

g/km


Página 251

Normas europeas sobre emisiones para vehículos industriales ligeros = a 1305

kg (categoría N1 - I), en g/km


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Normas europeas sobre emisiones para vehículos industriales ligeros 1305 kg-

1760 kg (categoría N1 - II), en g/km


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Normas europeas sobre emisiones para vehículos industriales ligeros 1760-3500

kg (categoría N1 - III), en g/km

Vehículo ecológico avanzado (Enhanced environmentally friendly vehicle en

inglés o EEV en sus siglas en inglés) es un término usado en las normas europeas sobre

emisiones para la definición de un "vehículo limpio" de más de 3500 kg en las

categorías M2 y M3.

Ciclo de ensayos:


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Para comprobar reducciones reales de las emisiones es fundamental que los

ciclos de ensayos que se realizan, en la medida de lo posible, reflejen situaciones de

conducción normales. Recientemente se descubrió que los fabricantes de motores se

comprometerían en lo que se llamó "cycle beating" para optimizar el rendimiento de

emisiones para el ciclo de ensayos, mientras que las emisiones en condiciones típicas de

conducción son mucho mayores de lo esperado, lo que socava las normas y la salud

pública. Una investigación reciente de dos institutos de tecnología alemana descubrió

que, para los automóviles diesel, las reducciones de NOx se han alcanzado realmente

después de 13 años de que las normas empezaran a ser más estrictas, con las etapas

Euro I a Euro IV.

Críticas:

* Greenpeace pidió el 12 de diciembre de 2007 a la Comisión Europea que

modifique el borrador de la norma, cuya presentación estaba prevista para el 19 de

diciembre, de forma que los vehículos pesados no sean favorecidos en cuanto a las

emisiones de CO2.

* Dieter Zetsche, presidente del grupo Daimler, asegura que será difícil que la

industria alcance en 2012 el límite de emisiones de 120 g CO2/km.


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4.3. Marco Jurídico Instalación Fotovoltaica

GENERAL.

Hemos estudiado la legislación vigente aplicable a fin de comprobar la

viabilidad de desarrollo del proyecto. Las Leyes, Reales Decretos y otros documentos

que afecten directamente a la producción de energía eléctrica mediante sistemas

fotovoltaicos establecerán las condiciones de instalación, así como el régimen

económico al que queden suscritas.

Esta legislación, así como la de los planes y programas que fomentan la

implantación de tecnologías de generación eléctrica a partir de fuentes renovables, tiene

como fin reducir nuestra tasa de dependencia energética del exterior, mejorar la

eficiencia y disminuir la aportación al consumo de las fuentes energéticas vinculadas a

los combustibles fósiles, habiéndose fijado como objetivo que en el año 2010 el 12% de

la energía primaria consumida en España sea de origen renovable.

Se asume así también el cumplimiento de compromisos supranacionales, tanto

en relación con las políticas de la Unión Europea, como con otros organismos y

protocolos internacionales.

A partir de la década de los ochenta, en Europa, se ha desarrollado una intensa

actividad normativa en la materia, haciendo más evidente la relación entre el incremento

de producción industrial, el consumo de energía y la protección ambiental.


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A finales de 1997, fue adoptado por la Comisión Europea “El Libro Blanco de

las Energías Renovables”, cuyo objetivo es definir las líneas de actuación para que las

energías renovables lleguen a representar el 12% de la energía primaria consumida en la

Unión Europea en el año 2010.

En España, con unos datos conservadores frente a sus posibilidades reales, se

prevé pasar de los 27 MWp actualmente instalados a más de 135 MWp para el año

2010. El marco de referencia para cumplir estas previsiones viene establecido por la Ley

del Sector Eléctrico 54/1997, cuyo principal objetivo es la liberalización del sector

eléctrico en España, el Real Decreto 1663/2000 de 29 de septiembre, la Resolución de la

Dirección General de Política Energética y Minas (BOE de 21 de mayo de 2001), y el

Plan de Fomento de las Energías Renovables y elaborado en su día por la Secretaría de

Estado de Industria y Energía del Ministerio de Economía y el Instituto para la

Diversificación y Ahorro Energético – IDAE, y recientemente el importante Real

Decreto 436/2004 de 12 de marzo que sustituye al RD 2818/1998.

El Consejo de Ministros, de 30 de diciembre de 1999, aprobó, en cumplimiento

de la disposición transitoria decimosexta de la Ley del Sector Eléctrico, el Plan de

Fomento de las Energías Renovables para el periodo 2000/2010 plasmando el

compromiso del Gobierno español con el desarrollo del aprovechamiento energético de

los recursos renovables.

Los objetivos del Plan, establecidos de acuerdo con la referida Ley 54/1997,

señalan que en el año 2010, España deberá alcanzar el 12% del total de su demanda de

energía con fuentes renovables, lo que supone que más del 17% de la electricidad se


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generará con energías renovables, y duplicar la participación de este tipo de recursos

energéticos, respecto a la existente en 1998.

Se da respuesta a una serie de compromisos internacionales adquiridos por el

Estado Español en el marco del Protocolo de Kyoto y de conformidad con las

directrices contempladas en el “Libro Blanco de las Energías Renovables” de la Unión

Europea.

El objetivo que el Plan de Fomento fija, en concreto, para el sector de la energía

solar fotovoltaica es:

-Nuevas instalaciones aisladas: 20 MWp

-Nuevas instalaciones conectadas a la red: 115 MWp

- Total: 135 MWp

� Como legislación aplicable a instalaciones fotovoltaicas debemos

destacar:

• Ley 54 /19997, del Sector eléctrico.

Tiene como fin establecer la regulación del sector eléctrico con el objetivo de

garantizar el suministro eléctrico, su calidad y que se realice al menor coste posible.

En el capítulo II se establecen las condiciones de producción eléctrica en régimen

especial , dentro del cual se incluye la tecnología fotovoltaica como energía renovable

no consumible.


Página 258

• Real Decreto 1663 / 2000, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a red de

baja tensión.

Dicho RD se encuentra resumido en el apartado 1.2

• RD 2106/2001, en el cual se especifica el contrato tipo y el modelo de factura

entre el vendedor y la compañía que adquiere la energía eléctrica generada.

Resumido en el apartado 1.3.

• RD 385/2002, en el cual se establecen las características de los puntos de

medida de consumo y tránsitos de energía eléctrica.

• RD 436 / 2004, por el que se establece el régimen jurídico y económico de

producción de energía eléctrica en régimen especial.

Parte de la diferenciación de las instalaciones de producción que conforman el

régimen especial, las cuales gozan de cierta singularidad jurídica y económica frente a

las instalaciones de producción integrantes del régimen ordinario. Su objeto es unificar

la normativa de desarrollo de la Ley 54 / 1997 en lo que se refiere a la producción en

régimen especial, en particular en lo referente al régimen económico de estas

instalaciones.

Se encuentra resumido en el apartado 1.1

� Desde el punto de vista del régimen económico ; además de las tarifas ,

primas e incentivos dispuestos en el RD 436 / 2004 , tendremos en cuenta:


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• Ayudas y Subvenciones Públicas por parte de la Comunidad de Madrid.

Orden 98/2005, de 13 de enero, de la Consejería de Economía e Innovación

Tecnológica, por la que se regula la concesión de ayudas para la promoción de las

energías renovables y el ahorro y la eficiencia energética para el periodo 2005-2007.

En el caso de la solar fotovoltaica (sistemas aislados o sistemas conectados a red

de más de 5 kWp, o de potencia inferior que tengan carácter demostrativo) la

cuantía de las ayudas será: 4 euros/Wp en sistemas aislados, 2 euros/Wp en

sistemas conectados a red.

Los requisitos para solicitar dichas ayudas serán:

- Realizar la inversión en el ámbito territorial de la Comunidad de Madrid.

- No tener deudas contraídas con la Comunidad de Madrid en período ejecutivo de

pago, salvo que estuvieran debidamente garantizadas.

• Plan de Fomento de las Energías Renovables (PER).

El plan de fomento de las energías renovables en España 2000-2010 establece

unos objetivos por áreas que permitan alcanzar, en el año 2010, el objetivo de que

las fuentes energía renovables cubran como mínimo el 12% de la demanda total de

la energía primaria


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Las medidas que se plantean en el área de solar fotovoltaica están dirigidas a

salvar las barreras de carácter económico, tecnológico, normativo y social.

El principal apoyo público requerido por esta área es la retribución vía primas.

El valor acumulado de las primas a percibir entre 2005 y 2010 por las instalaciones

fotovoltaicas puestas en marcha ene ese periodo asciende a 499,4 millones de euros

y el importe anual en 2010 de las primas asociadas a las nuevas instalaciones se

sitúa en 200,8 millones de euros.

• Línea ICO-IDAE de energías renovables y eficiencia energética año 2005.

Tiene como objetivo financiar las inversiones destinadas a la mejora de la

eficiencia energética y al fomento de las energías renovables. Dentro de la línea existe

un apartado para proyectos de inversión en energía fotovoltaica (Anexo I , tipología S.7)

Las condiciones de financiación del ICO y el importe de las ayudas directas al

préstamo del IDAE se concretan en el estudio económico

� En cuanto a la normativa técnica aplicable al diseño de la instalación:

• Pliego de condiciones técnicas de instalaciones conectadas a red del I.DA.E.

Elaborado por el Departamento de Energía Solar del Instituto para la Diversificación

y el Ahorro Energético. Su objetivo es establecer las condiciones técnicas que deben


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adoptarse para poder acceder a la convocatoria de ayudas para la promoción de

instalaciones de energía solar fotovoltaica en el ámbito del Plan de Fomento de las

Energías Renovables. Es de aplicación a todas las instalaciones solares fotovoltaicas

destinadas a la producción de electricidad para ser vendida en su totalidad a la red de

distribución.

• Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

Será de aplicación en el diseño de la instalación eléctrica de nuestro generador,

debido a las condiciones específicas de generación. Dicho Reglamento tiene por objeto

establecer las condiciones técnicas y garantías que deben reunir las instalaciones

eléctricas conectadas a una fuente de suministro en los límites de baja tensión, con la

finalidad de:

- Preservar la seguridad de las personas y los bienes.

-Asegurar el normal funcionamiento de dichas instalaciones, y revenir las

perturbaciones en otras instalaciones y servicios.

- Contribuir a la fiabilidad técnica y a la eficiencia económica de las instalaciones.

• Normas Tecnológicas de la Edificación. N.T.E.

Norma Básica de la Edificación. NBE – AE /88. Acciones en la edificación.

A aplicar en el diseño de la estructura soporte de los módulos.

Sobrecargas de viento y nieve.


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• Norma Básica de la Edificación. NBE- AE / 95. Estructuras de acero en

edificación.

A aplicar en el cálculo de las solicitaciones de la tornillería de acero de la estructura soporte.

ENERGIA ELECTRICA EN REGIMEN ESPECIAL. R. D. 436/2004 DE 12 DE MARZO (Ministerio de Economía).

Este Real Decreto es aplicable a todas las instalaciones de producción mediante

cogeneración (categoría a), que utilicen como energía primaria las energías renovables

no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante (categoría b), que utilicen

residuos con valoración energética como energía primaria (categoría c), o instalaciones

que utilicen la cogeneración para el tratamiento y reducción de residuos de los sectores

agrícolas (categoría d). Dentro de la categoría b, en el grupo b1, se incluyen las

instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar, y dentro de este grupo

está el subgrupo b.1.1. que son las instalaciones que únicamente utilicen como energía

primaria la solar fotovoltaica (Artículo 2 ).

El RD 436/2004 deroga al RD 2818/1998 de 23 de diciembre por el que se había

dirigido hasta ahora el régimen jurídico y económico de la actividad de producción de la

energía solar fotovoltaica

� Objetivos y ámbito del Real Decreto en lo relativo a la energía solar

fotovoltaica.

El Real Decreto 436/2004 (en adelante RD) tiene dos objetivos fundamentales:


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1. Actualizar y refundir el régimen jurídico que afecta a la energía solar

fotovoltaica.

2. Establecer un régimen económico objetivo y duradero para esta energía.

� Potencia de la instalación.

La potencia nominal de la instalación fotovoltaica será la del inversor en su parte

de corriente alterna. A efectos de la consideración de potencia para la determinación del

régimen económico se considerarán que pertenecen a una única instalación, las

instalaciones que viertan su energía a un mismo inversor con tensión de salida igual a la

de la red de distribución. En el caso de ser varios los inversores de un titular que

conecten a un mismo punto (misma red de distribución alimentada desde un mismo

transformador), se considerará la potencia de la instalación como la suma de las

potencias de los inversores de ese titular. Por el contrario, si son de distintos titulares, la

potencia de la instalación será la del inversor o suma de inversores de cada titular

(Artículo 3). Coherente con lo anterior, cuando varias instalaciones de producción en

régimen especial compartan conexión, la energía medida se asignará a cada instalación

(Artículo 21).

� Competencias administrativas.

La autorización administrativa para la construcción, modificación y reconocimiento

de instalación acogida al régimen especial corresponde a los órganos de las

Comunidades Autónomas con competencia en la materia. Este RD establece que, en

caso de que la Comunidad Autónoma en donde estuviesen ubicadas las instalaciones no


Página 264

contase con competencias en la materia, o dichas instalaciones estuviesen ubicadas en

más de una Comunidad, la autorización citada correspondería a la Dirección General de

Política Energética y Minas del antiguo Ministerio de Economía (Artículo 4, 5 y 6)

� Procedimiento y tramitación de solicitudes.

Los titulares o explotadores de las instalaciones de producción que pretendan acogerse

al régimen especial deberán solicitar la inclusión de la misma ante la Administración

competente acreditando, además del tipo de instalación, las principales características

técnicas y de funcionamiento. (Artículo 7 y 8).

� Registro Administrativo.

Las instalaciones solares fotovoltaicas deberán ser inscritas obligatoriamente en el

“Registro Administrativo de Instalaciones de Producción en Régimen Especial” dentro

del Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica a que

se refiere el artículo 2.1.4 de la Ley del Sector Eléctrico 54/1997, dependiendo del

Ministerio de Industria, Comercio y Turismo (anteriormente de Economía). Esta

sección permitirá el adecuado seguimiento al Régimen Especial, y específicamente la

gestión y el control de la percepción de los incentivos y primas, tanto en lo relativo a la

potencia instalada, como a la evolución de la energía producida, la energía cedida a la

red y la energía utilizada. (Artículo 9).


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Sin perjuicio de lo previsto anteriormente, las Comunidades Autónomas

gestionarán los correspondientes registros territoriales, con la adecuada coordinación

entre ellas y la propia Dirección General del Ministerio de Industria (Artículo 10).

La inscripción en este Registro constará de dos fases: una previa y una definitiva.

Inscripción previa (Artículo 11):

Se producirá de oficio, una vez que haya sido otorgada por la Comunidad

Autónoma la condición de instalación de producción acogida al Régimen Especial. Con

este objeto la Comunidad Autónoma competente deberá dar traslado en el plazo de un

mes de esta resolución o de la inscripción de la instalación en el registro autonómico, a

la Dirección General de Política Energética y Minas.

La formalización de la inscripción, dará lugar a un número de identificación en

el registro que será comunicado a la Comunidad Autónoma, para que ésta proceda a su

notificación al interesado. La notificación será efectuada por la propia Dirección

General de Política Energética y Minas, cuando ésta resulte competente. Esta

inscripción previa será cancelada si en el plazo de dos años desde su notificación al

interesado, éste no ha solicitado la inscripción definitiva (Artículo 13).

Inscripción definitiva (Artículo 12):

Se dirigirá al órgano correspondiente de la Comunidad Autónoma competente, o

en su caso, a la Dirección General de Política Energética y Minas. Será acompañada del

contrato firmado con la empresa distribuidora. Esta solicitud podrá presentarse

simultáneamente con la solicitud del acta de puesta en marcha de la instalación. La


Página 266

Comunidad Autónoma competente deberá comunicar en el plazo de un mes la

resolución por la que se le otorga dicha condición, o bien proporcionar los datos para

que la inscripción sea efectuada en el registro de la Dirección General de Política

Energética y Minas, por ser este organismo el que tenga la competencia. En este caso, la

inscripción definitiva será comunicada a la Comunidad Autónoma, para que ésta

proceda a su notificación al solicitante y a la empresa distribuidora.

La inscripción definitiva de la instalación será necesaria para la aplicación, a

dicha instalación, del régimen económico regulado en este RD (Artículo 15). La energía

eléctrica que pudiera haberse vertido a la red con anterioridad a la inscripción definitiva

en el Registro, como consecuencia del funcionamiento en pruebas, será retribuida al

50% de la tarifa media de referencia de ese año. Dicho funcionamiento en pruebas

deberá ser autorizado previamente, y su duración no será superior a tres meses (Artículo

15).

� Actualización de la documentación.

Los titulares de las instalaciones inscritas en el registro citado con anterioridad, han

de realizar periódicamente una actualización de la documentación. Para ello deberán

enviar durante el primer trimestre de cada año, al órgano que autorizó la instalación, una

memoria resumen según formato que indica el propio RD (Artículo 14 y Anexo IV).

� Cancelación.


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La cancelación de la inscripción en el Registro procederá en caso de cese de la

actividad como instalación de producción en régimen especial, revocación por el órgano

competente del reconocimiento como instalación acogida al régimen especial o por

revocación de la autorización de la instalación (Artículo 16).

� Contrato con la empresa distribuidora (Artículo 17).

El titular entregará la energía eléctrica que produzca a la empresa distribuidora más

próxima (Artículo 21). El titular de la instalación de producción acogida al régimen

especial y la empresa distribuidora suscribirán un contrato, según el modelo establecido

en la Resolución de 31 de mayo 2001 de la actual Dirección General de Política

Energética y Minas, que tendrá una duración mínima de 5 años, y que incluirá como

mínimo:

- El punto de conexión y medida, indicando las características de los equipos de control,

conexión, seguridad y medida.

- Características de la energía cedida (potencia, previsiones de producción, consumo,

venta, compra, etc.).

- Causas de rescisión o modificación del contrato.

- Condiciones económicas.

- Condiciones de explotación de la interconexión.

- Cobro de la energía entregada por el titular a la distribuidora, que deberá producirse

dentro de los treinta días posteriores a la emisión de la factura correspondiente.

Transcurrido este plazo comenzarían a devengarse intereses de demora, que serían el

interés legal del dinero incrementado 1,5 puntos.


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La empresa distribuidora tendrá la obligación de suscribir este contrato en el

plazo de un mes a partir de la definición del punto y condiciones de conexión. La

factura de energía eléctrica cedida a la empresa distribuidora y que reflejará la totalidad

de la energía producida por la instalación FV, podrá realizarse mensualmente, en el

modelo aprobado por la Dirección General de Política Energética y Minas en la

mencionada Orden.

� Condiciones de la conexión a la red (Disposición transitoria tercera).

La potencia total de la instalación FV conectada a la línea no superará el 50% de la

capacidad de la línea en el punto de conexión, definida como la capacidad térmica de

diseño de la línea en dicho punto y del 50% de la capacidad del transformador de

distribución de la red a la que conecta.

El titular solicitará el punto y condiciones de conexión que a su juicio sean los más

apropiados, y el punto final de conexión se establecerá de mutuo acuerdo entre el titular

y la empresa distribuidora (Disposición transitoria tercera, punto 2). Esta redacción del

RD 436/2004 supone más flexibilidad que la redacción anterior, artículo 22 del RD

2818/98 que indicaba explícitamente que la medida se efectuaría inmediatamente antes

del límite de conexión con la empresa distribuidora.

Así pues, el titular solicitará a la empresa distribuidora el punto que considere más

apropiado, y la empresa distribuidora notificará al titular la aceptación en el plazo de un

mes o justificará otras alternativas. El titular en caso de no aceptar las alternativas,

solicitará al órgano competente de la Comunidad Autónoma la resolución de la


Página 269

discrepancia, que deberá producirse en el plazo máximo de tres meses. Los gastos de las

instalaciones necesarias para la conexión serán a cargo del titular de la instalación de

producción.

La energía suministrada a la red de la empresa distribuidora deberá tener un factor

de potencia cercano a la unidad (>0,9).

La instalación deberá contar con un equipo de medida de energía eléctrica que

pueda permitir su facturación y control de acuerdo con este RD. Si la medida se efectúa

con una configuración que incluya el cómputo de pérdidas de energía, el titular y la

empresa distribuidora deberán establecer un acuerdo para cuantificar dichas pérdidas,

acuerdo que deberá quedar reflejado en el contrato (Artículo 21).

Si el órgano competente apreciase circunstancias en la red de la empresa

distribuidora adquirente que impidieran técnicamente la absorción de la energía

producida, fijará un plazo para subsanarlas.

Los gastos de las modificaciones en la red serán a cargo del titular de la instalación

FV, salvo que no fuesen para su uso exclusivo, en cuyo caso correrán a cargo de ambas

partes de mutuo acuerdo. En caso de discrepancias resolverá el órgano de la

Administración competente.

Los titulares que tengan sistemas en paralelo conectados a la red general, lo harán

en un solo punto, salvo circunstancias justificadas y autorizadas por la Administración

competente en cada CC. AA. Aún cuando se trate de titulares distintos, siempre que sea


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posible se procurará que varias instalaciones productoras utilicen las mismas

instalaciones de evacuación de la energía eléctrica.

� Otros derechos y obligaciones de los titulares (Artículo 18 y 19).

Los titulares de las instalaciones FV tendrán los siguientes derechos:

- Conectar en paralelo su sistema a la red de la compañía eléctrica distribuidora.

- Transferir al sistema a través de la compañía distribuidora de electricidad toda su

producción de energía eléctrica FV, siempre que técnicamente sea posible su absorción

por la red, y percibir por ello los incentivos o prima previstos en el RD.

Los titulares de las instalaciones FV tendrán las siguientes obligaciones:

- Entregar toda la energía en las condiciones técnicas apropiadas para no producir

trastornos en el normal funcionamiento del sistema.

- Si la instalación es superior a 10 MW y no optan por acudir al mercado, se deberá

comunicar a la distribuidora a partir del 1 de enero de 2005, una previsión de la energía

eléctrica que se cederá a la red en los 24 periodos de cada día con al menos 30 horas de

anticipación al inicio de ese día.

� Régimen económico.

Para las instalaciones de hasta 100 kW, la retribución del kWh cedido a la red

durante los primeros 25 años de vida de la instalación, será del 575% de la Tarifa

Media Regulada (TMR) y 460% de la TMR durante el resto de la vida de la instalación

(Art. 22.1.a y Art. 33), es decir se retribuirá por un precio fijo o tarifa regulada.


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Para las instalaciones mayores de 100 kW, la retribución que obtienen los

productores por la cesión de energía puede ser de dos formas, a elección del titular, con

posibilidad de cambiar si se cambia de opinión:

-La primera forma es como la anterior, un precio por el kWh cedido fijo (tarifa

regulada) (Art. 22.1.a y Art. 33) del 300% de la TMR, los primeros 25 años, y 240% de

la TMR durante el resto de la vida dela instalación.

-La segunda es acudir al mercado eléctrico (Art. 22.1.b y Art. 33), en cuyo caso se

retribuiría al Precio de Venta de la Electricidad (PVE) más una prima del 250% de la

TMR más un incentivo del 10% de la TMR durante 25 años, y durante el resto de la

vida de la instalación, se retribuiría al PVE más una Prima del 200% de la TMR más un

incentivo del 10% de la TMR.

La TMR para el año 2004 la indica el propio RD y era de 7,2072 céntimos de

Euro (Disposición adicional sexta).

Estas condiciones pueden cambiar cuando se hayan instalado en España 150

MW en energías renovables o de régimen especial (Art. 33), así mismo se revisará la

retribución, incentivos y primas, el 31 de diciembre de 2006, y cada cuatro años a partir

de esta fecha. Si las condiciones se revisan, entrarán en vigor el 1 de enero del segundo

año posterior al año de la revisión, sin retroactividad para las instalaciones ya instaladas

antes de este 1 de enero (Art. 40).

� Vigencia.

Este Real Decreto entró en vigor el día 28 de marzo de 2004.


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REAL DECRETO 1663/2000 DE 29 DE SEPTIEMBRE DE 2000. Sobre

conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión.

La 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.

El Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía

eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energías renovables,

residuos y cogeneración, desarrolla la Ley en este aspecto, estableciendo un nuevo

marco de funcionamiento para este tipo de fuentes energéticas, entre las que se

encuentra la energía solar fotovoltaica. En ese Real Decreto se recogen, entre otros

aspectos, el procedimiento de inclusión de una instalación de producción de energía

eléctrica en el régimen especial, su régimen económico o las condiciones de entrega de

la energía eléctrica producida en esas instalaciones. En relación con el funcionamiento y

conexión a las redes eléctricas, se establece en el artículo 20.1 que las instalaciones que

únicamente utilicen como energía primaria, energía solar, tendrán normas

administrativas y técnicas para el funcionamiento y conexión a las redes eléctricas

específicas respecto de las restantes instalaciones de régimen especial, respetando, en

todo caso, los criterios generales que allí se recogen.

De acuerdo con ello, el objeto de la presente disposición es efectuar el desarrollo

de la Ley 54/1997, mediante el establecimiento de las condiciones administrativas y

técnicas básicas de conexión a la red de baja tensión de las instalaciones solares


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fotovoltaicas, teniendo en cuenta sus especiales características y con la finalidad de

establecer una regulación específica que permita el desarrollo de esa actividad.

Por último en esta norma se declara el carácter básico de la misma, de acuerdo con

lo dispuesto en el artículo 149.1.25ª de la Constitución que atribuye al Estado la

competencia para dictar las bases del régimen minero y energético.

� Ámbito de aplicación.

El presente Real Decreto será de aplicación a las instalaciones fotovoltaicas de

potencia nominal no superior a 100 kVA y cuya conexión a la red de distribución se

efectúe en baja tensión. A estos efectos, se entenderá por conexión en baja tensión

aquélla que se efectúe en una tensión no superior a 1 kV.

� Definiciones.

A los efectos del presente Real Decreto, se entenderá por:

- Instalaciones fotovoltaicas: aquéllas que disponen de módulos fotovoltaicos (FV) para

la conversión directa de la radiación solar en energía eléctrica, sin ningún tipo de paso

intermedio.

- Instalaciones fotovoltaicas interconectadas: aquéllas que normalmente trabajan en

paralelo con la red de la empresa distribuidora.

- Línea y punto de conexión y medida: la línea de conexión es la línea eléctrica

mediante la cual se conectan las instalaciones fotovoltaicas con un punto de la red de la


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empresa distribuidora o con la acometida del usuario, denominado punto de conexión y

medida.

- Interruptor automático de la interconexión: dispositivo de corte automático sobre el

cual actúan las protecciones de la interconexión.

- Interruptor general: dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar la

instalación fotovoltaica de la red de la empresa distribuidora.

- Potencia de la instalación fotovoltaica o potencia nominal: es la suma de la potencia

de los inversores que intervienen en las tres fases de la instalación en condiciones

nominales de funcionamiento.

A los efectos de lo previsto en el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre,

sobre producción de energía eléctrica por recursos o fuentes de energías renovables,

residuos y cogeneración, y en el Decreto 2413/1993, de 20 de septiembre por el que se

aprueba el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, la potencia nominal será

considerada como potencia instalada.

- Titular de la instalación: Persona física o jurídica que ostenta legalmente los derechos

y obligaciones derivados de la inclusión de la instalación en el régimen especial de

producción de energía eléctrica, pudiendo ser, de acuerdo con el Real Decreto

2818/1998, el propietario, el arrendatario o el titular de cualquier otro derecho que le

vincule con la explotación de la instalación.

Los instaladores autorizados para las instalaciones a que se refiere este Real

Decreto, así como el procedimiento para la obtención del correspondiente certificado de

profesionalidad, son los regulados en el Real Decreto 2224/1998, de 16 de octubre, por

el que se establece el certificado de profesionalidad de la ocupación de instalador de


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sistemas fotovoltaicos y eólicos de pequeña potencia, sin perjuicio de la normativa

autonómica que resulte de aplicación.

En tanto no se desarrolle el Real Decreto 2224/1998 se aplicará el Reglamento

Electrotécnico para Baja Tensión, aprobado por Decreto 2413/1973, de 20 de

septiembre. (El citado R.D. 2224/1998 a que se refiere, ha quedado ya desarrollado

mediante el nuevo R.D. 1506/2003, de 28 de noviembre, por el que se establecen las

directrices de los certificados de profesionalidad ).

� Solicitud.

El titular de la instalación o, en su caso, el que pretenda adquirir esta condición,

solicitará a la empresa distribuidora el punto y condiciones técnicas de conexión

necesarias para la realización del proyecto o documentación técnica de la instalación,

según corresponda en función de la potencia instalada.

La solicitud se acompañará de la siguiente información:

- Nombre, dirección, teléfono u otro medio de contacto.

- Situación de la instalación.

- Esquema unifilar de la instalación, que podrá tomar como base el recogido en el anexo

de este Real Decreto.

- Punto propuesto para realizar la conexión.

- Características técnicas de la instalación entre las que se incluirá la potencia pico del

campo de paneles y potencia nominal de la instalación; descripción, modos de conexión

y características del inversor o inversores; y descripción de los dispositivos de

protección y elementos de conexión previstos.


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En el caso de que resulte necesaria la presentación de alguna documentación adicional,

la empresa distribuidora la solicitará en el plazo de 10 días a partir de la recepción de la

solicitud, justificando la procedencia de tal petición.

� Determinación de las condiciones técnicas de la conexión.

1. En el plazo de un mes a partir de la recepción de la solicitud, la empresa distribuidora

notificará al solicitante su propuesta relativa a las condiciones de conexión, incluyendo,

al menos, los siguientes extremos:

- Punto de conexión y medida propuesto.

- Tensión nominal máxima y mínima de la red en el punto de conexión.

- Potencia de cortocircuito esperada en explotación normal en el punto de conexión.

- Potencia nominal máxima disponible de conexión en ese punto, en relación con la

capacidad de transporte de la línea o, en su caso, con la capacidad de transformación del

centro de transformación.

- En el caso de que el punto de conexión y medida para la cesión de energía por parte

del titular de la instalación sea diferente del de recepción, informe justificativo de esta

circunstancia.

2. En el caso de que la potencia nominal máxima disponible de conexión sea inferior a

la potencia de la instalación fotovoltaica, la empresa distribuidora deberá determinar los

elementos concretos de la red que precisa modificar para igualar ambas potencias. Los

gastos de las modificaciones irán a cargo del titular de la instalación, salvo que no

fueran exclusivamente para su servicio, en cuyo caso se repartirían de mutuo acuerdo.


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En caso de discrepancia la Administración competente resolverá en un plazo máximo de

tres meses desde que le fuera solicitada su intervención.

3. Si la empresa distribuidora no efectuase la notificación en plazo a que se refiere este

artículo, el interesado podrá solicitar la intervención de la Administración competente

que procederá al requerimiento de la remisión de los datos mencionados. La

Administración competente dará traslado de esta información al titular de la instalación.

La falta de requerimiento de los datos solicitados en un plazo de quince días a partir de

la notificación de su reclamación por parte de la Administración competente podrá

considerarse infracción administrativa, de acuerdo con los artículos 60.11 y 61.1 de la

Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

4. La propuesta efectuada por la empresa distribuidora sobre el punto y condiciones de

conexión, mantendrá su vigencia durante el plazo de un año desde la fecha de

notificación al titular de la instalación.

5. En caso de disconformidad con las condiciones propuestas por la empresa

distribuidora, el solicitante podrá, de acuerdo con el artículo 20.2 del Real Decreto

2818/1998, dirigirse a la Administración competente para que ésta proceda a la

resolución de la discrepancia estableciendo las condiciones que las partes habrán de

respetar. La resolución deberá producirse en el plazo máximo de tres meses a contar

desde que le fuera solicitada.

Para la resolución del conflicto se atenderá preferentemente al criterio de originar el

menor coste posible al titular de la instalación, cumpliendo los requisitos técnicos

establecidos.


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� Celebración del contrato.

1. El titular de la instalación y la empresa distribuidora suscribirán un contrato por el

que se regirán las relaciones técnicas y económicas entre ambos. El modelo de contrato

tipo será el establecido por la Dirección General de Política Energética y Minas, de

acuerdo con lo previsto en el artículo 17 del Real Decreto 2818/1998.

2. Una vez acordado el punto y las condiciones de conexión, la empresa distribuidora

tendrá la obligación de suscribir este contrato en el plazo máximo de un mes desde que

para ello fuese requerida por el solicitante.

3. Cualquier discrepancia sobre el contrato que se vaya a suscribir, será resuelta por la

Administración competente en el plazo máximo de un mes, desde la solicitud de

intervención de una de las partes.

� Conexión a la red y primera verificación.

1. Una vez superadas las pruebas de la instalación realizadas por el instalador

autorizado, éste emitirá un boletín de características principales de la instalación y de

superación de dichas pruebas.

Si para la realización de pruebas fuera necesaria conectar la instalación fotovoltaica a la

red, esta conexión tendrá carácter provisional debiéndose comunicar a la empresa

distribuidora.


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2. Una vez realizada la instalación, suscrito el contrato y tramitado el boletín de

superación de las pruebas de la instalación, el titular de la instalación podrá solicitar a la

empresa distribuidora la conexión a la red, para lo que será necesaria la presentación del

boletín.

3. La empresa distribuidora podrá realizar en cualquier momento una primera

verificación en aquellos elementos que afecten a la regularidad y seguridad de

suministro, por la que percibirá del titular de la instalación, el pago de los derechos

previstos en la normativa vigente.

4. Transcurrido un mes desde la solicitud de conexión a la red sin que se opongan

reparos por la empresa distribuidora, el titular de la instalación podrá efectuar la

conexión con la red de distribución.

5. La empresa distribuidora remitirá al órgano competente de la Administración, con

copia a la Comisión Nacional de Energía, durante el primer mes de cada año una

relación de las instalaciones puestas en servicio durante el año anterior en su ámbito

territorial, con expresión para cada una de ellas del titular, emplazamientos y potencia

pico y nominal.

6. Si como consecuencia de la verificación, la empresa distribuidora encontrase alguna

incidencia en los equipos de interconexión o en la propia instalación informará, si

procede, al titular de la instalación sobre las mismas, concediéndole un período

suficiente para que proceda a solucionarlas.


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7. En caso de disconformidad, el titular de la instalación o la empresa distribuidora

podrán solicitar las inspecciones precisas y la decisión del órgano correspondiente de la

Administración competente, que en el caso de que la conexión con la red de distribución

no se haya realizado, deberá resolver en un plazo máximo de un mes desde que se

formule dicha solicitud.

� Obligaciones del titular de la instalación.

1. El titular de la instalación fotovoltaica es responsable de mantener la instalación en

perfectas condiciones de funcionamiento, así como de los aparatos de protección e

interconexión.

Las empresas distribuidoras podrán proponer a la Administración competente para su

aprobación, programas de verificaciones de los elementos de instalaciones que puedan

afectar a la regularidad y seguridad en el suministro, para ser realizados por ellas

mismas, sin perjuicio de otros programas de verificaciones que puedan establecerse por

las autoridades competentes en el ejercicio de sus competencias.

Estas verificaciones dentro del programa de verificaciones que las empresas

distribuidoras podrán voluntariamente proponer, serán a cargo de las mismas.

2. En el caso de que se haya producido una avería en la red o una perturbación

importante relacionada con la instalación y justificándolo previamente, la empresa

distribuidora podrá verificar la instalación sin necesidad de autorización previa de la

autoridad competente. A estos efectos se entenderá por perturbación importante aquella

que afecte a la red de distribución haciendo que el suministro a los usuarios no alcance

los límites de calidad del producto establecidos para este caso por la normativa vigente.


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3. En el caso de que una instalación fotovoltaica perturbe el funcionamiento de la red de

distribución, incumpliendo los límites establecidos de compatibilidad electromagnética,

de calidad de servicio o de cualquier otro aspecto recogido en la normativa aplicable, la

empresa distribuidora lo comunicará a la Administración competente y al titular de la

instalación, al objeto de que por éste se proceda a subsanar las deficiencias en el plazo

máximo de 72 horas.

Si transcurrido dicho plazo persisten las incidencias, la empresa distribuidora podrá

proceder a la desconexión de la instalación, dando cuenta de forma inmediata a la

Administración competente.

En este supuesto, una vez eliminadas las causas que provocan las perturbaciones, para

proceder a la conexión de la instalación a la red el titular de la instalación deberá

presentar a la empresa eléctrica y a la Administración competente la justificación

correspondiente firmada por un técnico competente o un instalador autorizado, según

proceda, en la que, en su caso, se describirá la revisión efectuada.

En caso de falta de acuerdo, entre el titular de la instalación y la empresa distribuidora

respecto a la existencia y la causa de las perturbaciones, podrá someterse el conflicto

por una de las partes a la Administración competente para que por ésta se resuelva en el

plazo de un mes.

4. El titular de la instalación deberá disponer de un medio de comunicación que ponga

en contacto, de forma inmediata, los centros de control de la red de distribución con los

responsables del funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas.

� Condiciones técnicas de carácter general.


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1. El funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas a que se refiere el presente Real

Decreto no deberá provocar en la red averías, disminuciones de las condiciones de

seguridad ni alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que, de acuerdo

con la disposición adicional única del presente Real Decreto, resulte aplicable.

Asimismo, el funcionamiento de estas instalaciones no podrá dar origen a condiciones

peligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento y explotación de la red de

distribución.

2. En el caso de que la línea de distribución se quede desconectada de la red, bien sea

por trabajos de mantenimiento requeridos por la empresa distribuidora o por haber

actuado alguna protección de la línea, las instalaciones fotovoltaicas no deberán

mantener tensión en la línea de distribución.

3. Las condiciones de conexión a la red se fijarán en función de la potencia de la

instalación fotovoltaica, con objeto de evitar efectos perjudiciales a los usuarios con

cargas sensibles.

4. Para establecer el punto de conexión a la red de distribución se tendrá en cuenta la

capacidad de transporte de la línea, la potencia instalada en los centros de

transformación y las distribuciones en diferentes fases de generadores en régimen

especial provistos de inversores monofásicos.


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5. En el circuito de generación hasta el equipo de medida no podrá intercalarse ningún

elemento de generación distinto del fotovoltaico, ni de acumulación o de consumo.

6. En el caso de que una instalación fotovoltaica se vea afectada por perturbaciones de

la red de distribución, se aplicará la normativa vigente sobre calidad del servicio.

� Condiciones específicas de interconexión.

1. Se podrán interconectar instalaciones fotovoltaicas en baja tensión siempre que la

suma de sus potencias nominales no exceda de 100 kVA. La suma de las potencias de

las instalaciones en régimen especial conectadas a una línea de baja tensión no podrá

superar la mitad de la capacidad de transporte de dicha línea en el punto de conexión,

definida como capacidad térmica de diseño de la línea en dicho punto. En el caso de que

sea preciso realizar la conexión en un centro de transformación, la suma de las potencias

de las instalaciones en régimen especial conectadas a ese centro no podrá superar la

mitad de la capacidad de transformación instalada para ese nivel de tensión. En caso de

desacuerdo será de aplicación lo previsto en el artículo 4.5 de este Real Decreto.

2. Si la potencia nominal de la instalación fotovoltaica a conectar a la red de

distribución es superior a 5 kW, la conexión de la instalación fotovoltaica a la red será

trifásica. Dicha conexión se podrá realizar mediante uno o más inversores monofásicos

de hasta 5 kW, a las diferentes fases, o directamente un inversor trifásico.

3. En la conexión de una instalación fotovoltaica, la variación de tensión provocada por

la conexión y desconexión de la instalación fotovoltaica no podrá ser superior al 5 por


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100 y no deberá provocar, en ningún usuario de los conectados a la red la superación de

los límites indicados en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión.

4. El factor de potencia de la energía suministrada a la empresa distribuidora debe ser lo

más próximo posible a la unidad. Las instalaciones fotovoltaicas conectadas en paralelo

con la red deberán tomar las medidas necesarias para ello o, en su caso, llegar a un

acuerdo sobre este aspecto con la empresa distribuidora.

� Medidas y facturación.

1. Cuando existan consumos eléctricos en el mismo emplazamiento que la instalación

fotovoltaica, éstos se situarán en circuitos independientes de los circuitos eléctricos de

dicha instalación fotovoltaica y de sus equipos de medida. La medida de tales consumos

se realizará con equipos propios e independientes que servirán de base para su

facturación. El contador de salida tendrá capacidad de medir en ambos sentidos, y en su

defecto se conectará entre el contador de salida y el interruptor general, un contador de

entrada. 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. En el caso de instalación de dos contadores no será necesario

contrato de suministro para la instalación fotovoltaica.

Todos los elementos integrantes del equipo de medida, tanto los de entrada como

los de salida de energía, serán precintados por la empresa distribuidora.

El instalador autorizado sólo podrá abrir los precintos con el consentimiento escrito de

la empresa distribuidora. No obstante, en caso de peligro pueden retirarse los precintos


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sin consentimiento de la empresa eléctrica; siendo en este caso obligatorio informar a la

empresa distribuidora con carácter inmediato.

2. La colocación de los contadores y de los equipos de medida y en su caso de los

dispositivos de conmutación horaria que se pudieran requerir, y las condiciones de

seguridad estarán de acuerdo a la MIE BT O15.

Los puestos de los contadores se deberán señalizar de forma indeleble, de manera que la

asignación a cada titular de la instalación quede patente sin lugar a confusión. Además

se indicará, para cada titular de la instalación, si se trata de un contador de entrada de

energía procedente de la empresa distribuidora o de un contador de salida de energía de

la instalación fotovoltaica.

Los contadores se ajustarán a la normativa metrológica vigente y su precisión deberá ser

como mínimo la correspondiente a la de clase de precisión 2, regulada por el RD

875/1984, de 28 de marzo, por el que se aprueba el Reglamento para la aprobación de

modelo y verificación primitiva de contadores de uso corriente (Clase 2) en conexión

directa, nueva, a tarifa simple o a tarifas múltiples, destinadas a la medida de la energía

en corriente monofásica o polifásica de frecuencia 50 Hz.

3. Las características del equipo de medida de salida serán tales que la intensidad

correspondiente a la potencia nominal de la instalación fotovoltaica se encuentre entre el

50% de la intensidad nominal y la intensidad máxima de precisión de dicho equipo.

4. Cuando el titular de la instalación se acoja al modo de facturación que tiene en cuenta

el precio final horario medio del mercado de producción de energía eléctrica, definido

en el apartado 1 del artículo 24 del Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre (BOE


Página 286

del 30), serán de aplicación el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y

Tránsitos de Energía Eléctrica, y sus disposiciones de desarrollo.

� Protecciones.

El sistema de protecciones deberá cumplir las exigencias previstas en la reglamentación

vigente.

Este cumplimiento deberá ser acreditado adecuadamente en la documentación relativa a

las características de la instalación a que se refiere el artículo 3, incluyendo lo siguiente:

1. Interruptor general manual, que será un 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 distribuidora en todo momento,

con objeto de poder realizar la desconexión manual.

2. Interruptor automático diferencial con el fin de proteger a las personas en el caso de

derivación de algún elemento de la parte continua de la instalación.

3. Interruptor automático de la interconexión para la desconexión-conexión automática

de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, junto

a un relé de enclavamiento.

4. Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz

respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 Um y 0,85 Um respectivamente).


Página 287

5. Estas protecciones podrán ser precintadas por la empresa distribuidora, tras las

verificaciones a las que hacen referencia los artículos 6 y 7.

6. El rearme del sistema de conmutación y, por tanto, de la conexión con la red de baja

tensión de la instalación fotovoltaica será automático, una vez restablecida la tensión de

red por la empresa distribuidora.

7. Podrán integrarse en el equipo inversor las funciones de protección de máxima y

mínima tensión y de máxima y mínima frecuencia y en tal caso las maniobras

automáticas de desconexión-conexión serán realizadas por éste. En este caso sólo se

precisará disponer adicionalmente de las protecciones de interruptor general manual y

de interruptor automático diferencial, si se cumplen las siguientes condiciones:

- Las funciones serán realizadas mediante un contactor cuyo rearme será automático,

una vez se restablezcan las condiciones normales de suministro de la red.

- El contactor, gobernado normalmente por el inversor, podrá ser activado

manualmente.

- El estado del contactor (ON/OFF), deberá señalizarse con claridad en el frontal del

equipo, en un lugar destacado.

- En caso de que no se utilicen las protecciones precintables para las interconexiones de

máxima y mínima frecuencia y de máxima y mínima tensión mencionadas en este

artículo, el fabricante del inversor deberá certificar:


Página 288

* Los valores de tara de tensión.

* Los valores de tara de frecuencia.

* El tipo y características de equipo utilizado internamente para la detección de

fallos (modelo, marca, calibración, etc.).

*Que el inversor ha superado las pruebas correspondientes en cuanto a los límites

establecidos de tensión y frecuencia.

Mientras, que de acuerdo con la Disposición final segunda del presente Real Decreto,

no se hayan dictado las instrucciones técnicas, se aceptarán a todos los efectos los

procedimientos establecidos y los certificados realizados por los propios fabricantes de

los equipos.

- En caso de que las funciones de protección sean realizadas por un programa de

software de control de operaciones, los precintos físicos serán sustituidos por

certificaciones del fabricante del inversor, en las que se mencione explícitamente que

dicho programa no es accesible para el usuario de la instalación.

� Condiciones de puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas.

La puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas interconectadas se hará siempre de

forma que no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa

distribuidora, asegurando que no se produzcan transferencias de defectos a la red de

distribución.

La instalación deberá disponer de una separación galvánica entre la red de distribución

de baja tensión y las instalaciones fotovoltaicas, bien sea por medio de un transformador


Página 289

de aislamiento o cualquier otro medio que cumpla las mismas funciones, con base en el

desarrollo tecnológico.

Las masas de la instalación fotovoltaica estarán conectadas a una tierra independiente de

la del neutro de la empresa distribuidora de acuerdo con el Reglamento Electrotécnico

para Baja Tensión, así como de las masas del resto del suministro.

� Armónicos y compatibilidad electromagnética.

Los niveles de emisión e inmunidad deberán cumplir con la reglamentación

vigente, incluyéndose en la documentación mencionada en el artículo 3 los certificados

que así lo acrediten.

En todo lo no previsto por el presente Real Decreto, las instalaciones solares

fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión se regirán por el Real Decreto

2818/1998, de 23 de diciembre y por los reglamentos y demás disposiciones en vigor

que les resulten de aplicación. No obstante, no les resultará aplicable la Orden del

Ministerio de Industria y Energía de 5 de septiembre de 1985 sobre normas

administrativas y técnicas para el funcionamiento y conexión a las redes eléctricas de

centrales hidroeléctricas de hasta 5.000 kVA y centrales de autogeneración eléctrica.

Las instalaciones fotovoltaicas no vendrán obligadas a cumplir otros requisitos

técnicos que los que vengan exigidos por la normativa a que se refiere el párrafo

anterior.

n) El presente Real Decreto entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el

“Boletín Oficialdel Estado”. Dado en Madrid a 29 de septiembre de 2000.


Página 290

RESOLUCIÓN GENEREL DE POLÍTICA ENERGÉTICA Y MINAS, de 31 de

mayo de 2001.

Por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para

instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. Visto el artículo

17 del Real Decreto 2818/1998, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones

abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración, en el

que se dispone el establecimiento de un modelo de contrato tipo y modelo de factura

para este tipo de instalaciones.

Resultando que las instalaciones del ámbito de aplicación del Real Decreto

1663/2000, también están en el ámbito de aplicación del Real Decreto 2818/1998.

Se resuelve establecer el modelo de contrato tipo y de factura para las

instalaciones solares fotovoltaicas a las que son de aplicación el Real Decreto

1663/2000, que figura en el anexo único de dicha Resolución.

• Condiciones generales de entrega de la energía eléctrica.

1. La energía eléctrica producida por el titular será entregada a la red de la ED a través

de la conexión establecida al efecto. La ED viene obligada a adquirir la energía eléctrica

de dicha instalación con arreglo a las condiciones y requisitos que se establecen en la

legislación vigente.


Página 291

2 El titular se abstendrá de ceder a terceros la energía eléctrica producida por la

instalación.

3 Toda la energía al amparo del presente contrato será computada a la ED a los efectos

de

lo dispuesto en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, obligándose al titular a

facilitar cuantos datos sean necesarios para esta consideración.

4 Este contrato se regirá de acuerdo a los Reales Decretos 1663/2000 y 2818/1998.

• Condiciones técnicas de la instalación.

• Condiciones de explotación de la instalación

1. El titular se compromete a mantener todas las instalaciones en perfectas condiciones

de funcionamiento y especialmente los aparatos de protección e interconexión, siendo

responsable de los daños y perjuicios de toda índole que pudiera ocasionarle a las

instalaciones, aparatos o personal de la ED.

2. La ED sólo podrá cortar la interconexión y suspender la absorción de energía cuando

en la red eléctrica se produzcan situaciones que lo justifiquen debido a trabajos

programados, causas de fuerza mayor u otras situaciones que contemple la legislación

vigente. Cuando puedan ser conocidas con anterioridad estas circunstancias deberán ser

comunicadas al titular con la debida antelación y tan pronto como le sea posible. La ED

podrá restablecer la tensión sin previo aviso.


Página 292

3. El titular se obliga a informar a la ED tan pronto como le sea posiblemente de

cualquier anormalidad detectada en sus instalaciones que puedan afectar a la red

eléctrica.

4. El personal autorizado previamente por la ED podrá acceder al recinto o recintos

donde están ubicados los equipos que afecten a la interconexión y medida.

• Condiciones económicas

1 .Como texto de esta cláusula se incluirá una sola de las dos siguientes alternativas.

- Alternativa 1, precio fijo:

Las condiciones económicas que rigen el presente contrato vienen establecidas

en el Real Decreto 2818/1998. Se opta por percibir un precio total fijo que para grupo

b.1 se establece el apartado 3 del artículo 28 del citado Real Decreto, sin perjuicio de lo

establecido en el artículo 15.2 del mismo Real Decreto referido al periodo de pruebas de

la instalación.

- Alternativa 2, precios finales horarios medios de mercado valle y punta:

Las condiciones económicas que rigen el presente contrato vienen establecidas

en el Real Decreto 2818/1998. Se opta por percibir la remuneración que se define en el

artículo 26 del Real Decreto 2818/1998 adoptando los precios de mercado establecidos

en el apartado 3 del artículo 24 del citado Real Decreto e incorporando la prima que

para el grupo b.1 se establece en el apartado 1 del artículo 28 del citado Real Decreto


Página 293

sin perjuicio de lo establecido en el artículo 15.2 del mismo Real Decreto referido al

periodo de pruebas de la instalación

2. La facturación de la energía entregada se efectuará por meses naturales. El titular o el

representante autorizado por éste enviará a ED la factura correspondiente al periodo

indicando la lectura del contador de final de mes y del mes precedente. El pago de la

energía entregada por el titular a la ED se producirá dentro del periodo de treinta días

posteriores a la emisión y envío de dicha factura.

3. Las facturas serán presentadas según el modelo que figura en el anexo II de este

contrato.

4. La opción al cambio de modalidad de facturación (precio fijo o precio de mercado)

no podrá ser ejercida por el titular antes de que transcurra un año desde el

establecimiento o última actualización de la misma.

• Causas de resolución o modificación del contrato.

1. La eficacia del presente contrato quedará supeditada a las autorizaciones

administrativas correspondientes que marque la legislación vigente sobre las

instalaciones de producción y enlace. Asimismo, la eficacia del presente contrato

quedará supeditada a la inscripción definitiva en el correspondiente Registro

Administrativo de Instalaciones de Producción en Régimen

Especial, salvo lo estipulado en el artículo 15.2 del Real Decreto 2818/1998, relativo al

periodo de pruebas.


Página 294

2. Será causa de resolución automática del mismo el incumplimiento de las cláusulas

anteriores así como el incumplimiento de los preceptos del Real Decreto 2818/1998, el

mutuo acuerdo entre las partes, la cancelación de la inscripción en el Registro

Administrativo de Instalaciones de Producción en Régimen Especial, el cese de la

actividad como instalación de producción de régimen especial o por denuncia del

mismo en los términos del apartado VI.

3. El contenido de las anteriores cláusulas quedará sujeto a las modificaciones

impuestas por la normativa legal. En el caso de que dicha normativa legal diese

posibilidad al titular de acogerse o no a la misma, ambas partes pactan, expresamente,

someterse al criterio al respecto del titular.

• Duración e interpretación del contrato.

1. La duración mínima de este contrato será de cinco años a partir de su entrada en

vigor, al término de los cuales se considerará prorrogado anualmente si no manifestase

alguna de las partes, por escrito, su voluntad de resolverlo, con un mínimo de tres meses

de antelación a la fecha de su vencimiento o de cualquiera de sus prórrogas.

2. Las aclaraciones, dudas o discrepancias que pudiesen surgir en la aplicación o

interpretación de lo estipulado en el presente contrato, se resolverá de mutuo acuerdo

entre las partes contratantes. En su defecto, las cuestiones planteadas se someterán al

dictamen del órgano competente de la Administración en esta materia.

3. En caso de litigio, ambas partes se someten a los Tribunales ordinarios

correspondientes a la ubicación de la instalación fotovoltaica.


Página 295

4.4 Marco Jurídico. Contadores

Entorno Legal:

Los mecanismos de competencia introducidos por la Ley 54/1997 del

Sector Eléctrico, exigen la implantación de un sistema de medidas homogéneo y

efectivo de los tránsitos de energía entre las diversas actividades eléctricas.

A tales efectos, mediante el Real Decreto 2018/1997, por el que se aprueba, y el Real

Decreto 385/2002, por el que se modifica, el Reglamento de Puntos de Medida de los

Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica por el que se establece la instalación de

nuevos equipos de medida en las fronteras entra las diferentes actividades de

generación, transporte y distribución, en los límites de las zonas de distribución, en las

interconexiones internacionales y en los puntos de conexión a la red de los

consumidores cualificados.

En resumen, la legislación aplicable será la siguiente:

__ Ley 54/1997 del Sector Eléctrico.

__ R.D. 2018/1997 y 385/2002 Reglamento de Puntos de Medida.


Página 296

__ R.D. 2366/1994 sobre regulación de la Autoproducción para régimen transitorio.

__ R.D. 2818/1998 sobre regulación de la Autoproducción.

__ R.D. 1164/2001 Tarifas de Acceso.

__ R.D. 2821/1998 Tarifas Generales.

El conjunto de normas técnicas que definen las características funcionales de los citados

equipos de medida está contenido, fundamentalmente, en las Instrucciones Técnicas

Complementarias del REBT.


Página 297

4.5. Extracto REBT

Los elementos que componen la instalación son:

• Generador fotovoltaico: Transforma la energía del sol en energía eléctrica, que se

envía a la red.

• Inversor: Transforma la corriente continua producida por los paneles en corriente

alterna de las mismas características que la de la red eléctrica.

• Contadores: Un contador principal mide la energía producida (kWh) y enviada a la

red, para que pueda ser facturada a la compañía a los precios autorizados.

• Cableado: Calculo de las líneas de de C.C. y C.A. en BT.

• Protecciones.

• Puesta a tierra.

• Accesorios: Armarios, bandejas.


Página 298

Un sistema fotovoltaico conectado a red es un sistema de producción de energía

eléctrica y, dadas las tensiones habituales en la parte de corriente continua y corriente

alterna, se trata de una instalación eléctrica de baja tensión.

En nuestro caso debido a la potencia total instalada es un sistema trifásico para

instalación a red de BT.

Debe disponer de las conexiones, aparamenta y protecciones adecuadas, cumpliendo el

Reglamento Electrotécnico de Baja tensión.

RESUMEN DE LAS INSTRUCCIONES TÉCNICAS COMPLEMENTARIAS DEL

REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO DE BAJA TENSIÓN APLICABLES A LA

INSTRALACION.

NOTA : Se mantendrá en cada la ITC la numeración propia del Reglamento para

posteriores referencias.

ITC BT 06.Redes aéreas para distribución en Baja Tensión..

1. Conductores

Los conductores utilizados en las redes aéreas serán de cobre, aluminio o de otros

materiales o aleaciones que posean características eléctricas y mecánicas adecuadas y

serán preferentemente aislados

1.1.1 Conductores aislados


Página 299

Los conductores aislados serán de tensión asignada no inferior a 0,6/1 kV tendrán un

recubrimiento tal que garantice una buena resistencia a las acciones de la intemperie y

deberán satisfacer las exigencias especificadas en la norma UNE 21.030.

EJECUCIÓN DE LAS INSTALACIONES

3.1 Instalación de conductores aislados

Los conductores dotados de envolventes aislantes, cuya tensión nominal sea inferior a

0,6/1 kV se considerarán, a efectos de su instalación, como conductores desnudos.

(Apartado 3.2).

Los conductores aislados de tensión nominal 0,6/1 kV. (UNE 21.030) podrán instalarse

como:

3.1.1 Cables posados

Directamente posados sobre fachadas o muros, mediante abrazaderas fijadas a

los mismos y resistentes a las acciones de la intemperie. Los conductores se protegerán

adecuadamente en aquellos lugares en que puedan sufrir deterioro mecánico de

cualquier índole.

En los espacios vacíos (cables no posados en fachada o muro) los conductores

tendrán la condición de tensados y se regirán por lo indicado en el apartado 3.1.2.

En general deberá respetarse una altura mínima al suelo de 2,5 metros. Lógicamente, si

se produce una circunstancia particular como la señalada en el párrafo anterior, la altura

mínima deberá ser la señalada en los puntos 3.1.2 y 3.9 para cada caso en particular. En

los recorridos por debajo de ésta altura mínima al suelo (por ejemplo, para acometidas)

deberán protegerse mediante elementos adecuados, conforme a los indicado en el


Página 300

apartado 1.2.1 de la ITC -BT 11, evitándose que los conductores pasen por delante de

cualquier abertura existente en las fachadas o muros.

En las proximidades de aberturas en fachadas deben respetarse las siguientes distancias

mínimas:

- Ventanas: 0,30 metros al borde superior de la abertura y 0,50 metros al borde inferior

y bordes laterales de la abertura.

- Balcones: 0,30 metros al borde superior de la abertura y 1,00 metros a los bordes

laterales del balcón.

Se tendrán en cuenta la existencia de salientes o marquesinas que puedan facilitar el

posado de los conductores, pudiendo admitir, en éstos casos, una disminución de las

distancias antes indicadas.

Así mismo se respetará una distancia mínima de 0,05 metros a los elementos metálicos

presentes en las fachadas, tales como escaleras, a no ser que el cable disponga de una

protección conforme a lo indicado en el apartado 1.2.1 de la ITC BT 11.

3.1.2 Cables tensados

Los cables con neutro fiador, podrán ir tensados entre piezas especiales colocadas sobre

apoyos, fachadas o muros, con una tensión mecánica adecuada, sin considerar a éstos

efectos el aislamiento como elemento resistente. Para el resto de los cables tensados se

utilizarán cables fiadores de acero galvanizado, cuya resistencia a la rotura será, como

mínimo, de 800 daN, y a los que se fijarán mediante abrazaderas u otros dispositivos

apropiados los conductores aislados.

Distancia al suelo: 4 m, salvo lo especificado en el apartado 3.9 para cruzamientos.


Página 301

Empalmes y conexiones de conductores. Condiciones mecánicas y eléctricas de los

mismos.

Los empalmes y conexiones de conductores se realizarán utilizando piezas metálicas

apropiadas, resistentes a la corrosión, y que aseguren un contacto eléctrico eficaz, de

modo que en ellos, la elevación de temperatura no sea superior a la de los conductores.

Los empalmes deberán soportar sin rotura ni deslizamiento del conductor, el 90 por

ciento de su carga de rotura. No es admisible realizar empalmes por soldadura o por

torsión directa de los conductores.

En los empalmes y conexiones de conductores aislados, o de éstos con conductores

desnudos, se utilizarán accesorios adecuados, resistentes a la acción de la intemperie y

se colocarán de tal forma que eviten la penetración de la humedad en los conductores

aislados.

Las derivaciones se conectarán en las proximidades de los soportes de línea, y no

originarán tracción mecánica sobre la misma.

Con conductores de distinta naturaleza, se tomarán todas las precauciones necesarias

para obviar los inconvenientes que se derivan de sus características especiales, evitando

la corrosión electrolítica mediante piezas adecuadas.

3.4 Sección mínima del conductor neutro

Dependiendo del número de conductores con que se haga la distribución la sección

mínima del conductor neutro será:

a) Con dos o tres conductores: igual a la de los conductores de fase.

b) Con cuatro conductores: la sección de neutro será como mínimo, la de la tabla 1 de la

ITC-BT-07, con un mínimo de 10 mm2 para cobre y de 16 mm2 para aluminio.

En caso de utilizar conductor neutro de aleaciones de aluminio (por ejemplo


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ALMELEC), la sección a considerar será la equivalente, teniendo en cuenta las

conductividades de los diferentes materiales.

3.5 Identificación del conductor neutro

El conductor neutro deberá estar identificado por un sistema adecuado. En las líneas de

conductores desnudos se admite que no lleve identificación alguna cuando éste

conductor tenga distinta sección o cuando esté claramente diferenciado por su posición.

3.6 Continuidad del conductor neutro

El conductor neutro no podrá ser interrumpido en las redes de distribución, salvo que

ésta interrupción sea realizada con alguno de los dispositivos siguientes:

a) Interruptores o seccionadores omnipolares que actúen sobre el neutro y las fases al

mismo tiempo (corte omnipolar simultáneo), o que conecten el neutro antes que las

fases y desconecten éstas antes que el neutro.

b) Uniones amovibles en el neutro próximas a los interruptores o seccionadores de los

conductores de fase, debidamente señalizadas, y que sólo puedan ser maniobradas

mediante herramientas adecuadas, no debiendo, en éste caso, ser seccionado el neutro

sin que lo estén previamente las fases, ni conectadas éstas sin haberlo sido previamente

el neutro.

INTENSIDADES MÁXIMAS ADMISIBLES POR LOS CONDUCTORES.

4.1 Generalidades.

Las intensidades máximas admisibles que figuran en los siguientes apartados de esta


Página 303

Instrucción, se aplican a los cables aislados de tensión asignada de 0,6/1 kV y a los

conductores desnudos utilizados en redes aéreas.

4.2 Cables formados por conductores aislados con polietileno reticulado

(XLPE), en haz, a espiral visible.

Satisfarán las exigencias especificadas en UNE 21.030.

4.2.1 Intensidades máximas admisibles

En las tablas 3, 4 y 5 figuran las intensidades máximas admisibles en régimen

permanente, para algunos de estos tipos de cables, utilizados en condiciones normales

de instalación.

Se definen como condiciones normales de instalación las correspondientes a un solo

cable, instalado al aire libre, y a una temperatura ambiente de 40ºC.

Para condiciones de instalación diferentes u otras variables a tener en cuenta, se

aplicarán los factores de corrección definidos en el apartado 4.2.2.

4.2.2 Factores de corrección

Instalación expuesta directamente al sol.


Página 304

En zonas en las que la radiación solar es muy fuerte, se deberá tener en cuenta el

calentamiento de la superficie de los cables con relación a la temperatura ambiente, por

lo que en estos casos se aplica un factor de corrección 0,9 o inferior, tal como

recomiendan las normas de la serie UNE 20.435.

Factores de corrección por agrupación de varios cables.

En la tabla 6 figuran los factores de corrección de la intensidad máxima admisible, en

caso de agrupación de varios cables en haz al aire. Estos factores se aplican a cables

separados entre sí, una distancia comprendida entre un diámetro y un cuarto de diámetro

en tendidos horizontales con cables en el mismo plano vertical.

Para otras separaciones o agrupaciones consultar la norma UNE 21.144 -2-2

A efectos de cálculo se considera como diámetro de un cable en haz, 2,5 veces el

diámetro del conductor de fase.

Factores de corrección en función de la temperatura ambiente.


Página 305

En la tabla 7 figuran los factores de corrección para temperaturas diferentes a 40ºC.

4.2.3 Intensidades máximas de cortocircuito admisible en los conductores de los cables.

En la tabla 8 y 9 se indican las intensidades de cortocircuito admisibles, en función de

los diferentes tiempos de duración del cortocircuito.

4.3 Conductores desnudos de cobre y aluminio.

Las intensidades máximas admisibles en régimen permanente serán las obtenidas por

aplicación de la tabla siguiente:

ITC BT 07 Redes subterráneas para distribución en Baja Tensión.

1. Cables


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Los conductores de los cables utilizados en las líneas subterráneas serán de cobre o de

aluminio y estarán aislados con mezclas apropiadas de compuestos poliméricos. Estarán

además debidamente protegidos contra la corrosión que pueda provocar el terreno

donde se instalen y tendrán la resistencia mecánica suficiente para soportar los esfuerzos

a que puedan estar sometidos.

Los cables podrán ser de uno o más conductores y de tensión asignada no inferior a

0,6/1 kV, y deberán cumplir los requisitos especificados en la parte correspondiente de

la Norma UNE-HD 603. La sección de estos conductores será la adecuada a las

intensidades y caídas de tensión previstas.

Dependiendo del número de conductores con que se haga la distribución, la sección

mínima del conductor neutro será:

a) Con dos o tres conductores: Igual a la de los conductores de fase.

b) Con cuatro conductores, la sección del neutro será como mínimo la de la tabla 1

2. Ejecución de las instalaciones.

2.1 Instalación de cables aislados


Página 307

Las canalizaciones se dispondrán, en general, por terrenos de dominio público, y en

zonas perfectamente delimitadas, preferentemente bajo las aceras. El trazado será lo

más rectilíneo posible y a poder ser paralelo a referencias fijas como líneas en fachada y

bordillos. Asimismo, deberán tenerse en cuenta los radios de curvatura mínimos, fijados

por los fabricantes (o en su defecto los indicados en las normas de la serie UNE

20.435), a respetar en los cambios de dirección.

En la etapa de proyecto se deberá consultar con las empresas de servicio público y con

los posibles propietarios de servicios para conocer la posición de sus instalaciones en la

zona afectada. Una vez conocida, antes de proceder a la apertura de las zanjas se abrirán

calas de reconocimiento para confirmar o rectificar el trazado previsto en el proyecto.

3. INTENSIDADES MÁXIMAS ADMISIBLES

3.1 Intensidades máximas permanentes en los conductores de los cables:

En las tablas que siguen se dan los valores indicados en la Norma UNE 20.435.

En la tabla 2 se dan las temperaturas máximas admisibles en el conductor según los

tipos de aislamiento.

En las tablas 3, 4 y 5 se indican las intensidades máximas permanentes admisibles en

los diferentes tipos de cables, en las condiciones tipo de instalación enterrada indicadas

en el apartado 3.1.2.1. En las condiciones especiales de instalación indicadas en el

apartado 3.1.2.2 se aplicarán los factores de corrección que correspondan según las

tablas 6 a 9. Dichos factores de corrección se indican para cada condición que pueda

diferenciar la instalación considerada de la instalación tipo.

En las tablas 10, 11 y 12 se indican las intensidades máximas permanentes admisibles

en los diferentes tipos de cables, en las condiciones tipo de instalación al aire indicadas


Página 308

en el apartado 3.1.4.1. En las condiciones especiales de instalación indicadas en el

apartado 3.1.4.2 se aplicarán los factores de corrección que corresponda, tablas 13 a 15.

Dichos factores de corrección se indican para cada condición que pueda diferenciar la

instalación considerada de la instalación tipo.

3.1.1 Temperatura máxima admisible

Las intensidades máximas admisibles en servicio permanente dependen en cada caso de

la temperatura máxima que el aislamiento pueda soportar sin alteraciones de sus

propiedades eléctricas, mecánicas o químicas. Esta temperatura es función del tipo de

aislamiento y del régimen de carga.

En la tabla 2 se especifican, con carácter informativo, las temperaturas máximas

admisibles, en servicio permanente y en cortocircuito, para algunos tipos de cables

aislados con aislamiento seco.

3.1.2 Condiciones de instalación enterrada

3.1.2.1 Condiciones tipo de instalación enterrada

A los efectos de determinar la intensidad máxima admisible, se considera la siguiente

instalación tipo:

Un solo cable tripolar o tetrapolar o una terna de cables unipolares en contacto mutuo, o

un cable bipolar o dos cables unipolares en contacto mutuo, directamente enterrados en


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toda su longitud en una zanja de 0,70 m de profundidad, en un terreno de resistividad

térmica media de 1 K.m/W y temperatura ambiente del terreno a dicha profundidad, de

25ºC.

Para el caso de un cable bipolar, la intensidad máxima admisible será la correspondiente

a la columna del cable tripolar o tetrapolar de la misma sección y tipo de aislamiento,

multiplicada por 1,225.

Condiciones especiales de instalación enterrada y factores de corrección de intensidad

admisible.

La intensidad admisible de un cable, determinada por las condiciones de instalación

enterrada cuyas características se han especificado en los apartados 2.1.1 y 3.1.2.1,

deberán corregirse teniendo en cuenta cada una de las magnitudes de la instalación real

que difieran de aquellas, de forma que el aumento de temperatura provocado por la


Página 310

circulación de la intensidad calculada, no dé lugar a una temperatura en el conductor

superior a la prescrita en la tabla

A continuación se exponen algunos casos particulares de instalación, cuyas

características afectan al valor máximo de la intensidad admisible, indicando los

factores de corrección a aplicar.

3.1.2.2.1 Cables enterrados en terrenos cuya temperatura sea distinta de 25ºC.

En la tabla 6 se indican los factores de corrección, F, de la intensidad admisible para

temperaturas del terreno, distintas de 25ºC, en función de la temperatura máxima de

servicio, de la tabla 2.

3.1.2.2.2 Cables enterrados, directamente o en conducciones, en terreno de resistividad

térmica distinta de 1 K. m/W.

En la tabla 7 se indican, para distintas resistividades térmicas del terreno, los

correspondientes factores de corrección de la intensidad admisible.


Página 311

3.1.2.2.3 Cables tripolares o tetrapolares o ternas de cables unipolares agrupados bajo

tierra.

En la tabla 8 se indican los factores de corrección que se deben aplicar, según el número

de cables tripolares o ternas de unipolares y la distancia entre ellos.

3.1.2.2.4 Cables enterrados en zanja a diferentes profundidades.

En la tabla 9 se indican los factores de corrección que deben aplicarse para

profundidades de instalación distintas de 0,70 m.

3.1.3 Cables enterrados en zanja en el interior de tubos o similares.

En este tipo de instalaciones es de aplicación todo lo establecido en el apartado 3.1.2.,

además de lo indicado a continuación.


Página 312

Se instalará un circuito por tubo. La relación entre el diámetro interior del tubo y el

diámetro aparente del circuito será superior a 2, pudiéndose aceptar excepcionalmente

1,5.

En el caso de una línea con cable tripolar o con una terna de cables unipolares en el

interior de un mismo tubo, se aplicará un factor de corrección de 0,8.

Si se trata de una línea con cuatro cables unipolares situados en sendos tubos, podrá

aplicarse un factor de corrección de 0,9.

Si se trata de una agrupación de tubos, el factor dependerá del tipo de agrupación y

variará para cada cable según esté colocado en un tubo central o periférico. Cada caso

deberá estudiarse individualmente.

En el casa de canalizaciones bajo tubos que no superen los 15 m, si el tubo se rellena

con aglomerados especiales no será necesario aplicar factor de corrección de intensidad

por este motivo.

3.1.4 Condiciones de instalación al aire (en galerías, zanjas registrables, atarjeas o

canales revisables).

3.1.4.1 Condiciones tipo de instalación al aire (en galerías, zanjas registrables, etc.).

A los efectos de determinar la intensidad máxima admisible, se considera la siguiente

instalación tipo:

Un solo cable tripolar o tetrapolar o una terna de cables unipolares en contacto mutuo,

con una colocación tal que permita una eficaz renovación del aire, siendo la temperatura

del medio ambiente de 40ºC. Por ejemplo, con el cable colocado sobre bandejas o fijado

a una pared, etc.


Página 313

3.2 Intensidades de cortocircuito admisibles en los conductores

En las tablas 16 y 17 se indican las densidades de corriente de cortocircuito admisibles

en los conductores de aluminio y de cobre de los cables aislados con diferentes

materiales en función de los tiempos de duración del cortocircuito.

ITC BT 16. Contadores.

1. GENERALIDADES

Los contadores y demás dispositivos para la medida de la energía eléctrica, podrán estar

ubicados en:

- módulos (cajas con tapas precintables)


Página 314

- paneles

- armarios

Todos ellos, constituirán conjuntos que deberán cumplir la norma UNE-EN 60.439

partes 1,2 y 3.

El grado de protección mínimo que deben cumplir estos conjuntos, de acuerdo con la

norma UNE 20.324 y UNE-EN 50.102, respectivamente.

- para instalaciones de tipo interior: IP40; IK 09

- para instalaciones de tipo exterior: IP43; IK 09

Deberán permitir de forma directa la lectura de los contadores e interruptores horarios,

así como la del resto de dispositivos de medida, cuando así sea preciso. Las partes

transparentes que permiten la lectura directa, deberán ser resistentes a los rayos

ultravioleta.

Cuando se utilicen módulos o armarios, éstos deberán disponer de ventilación interna

para evitar condensaciones sin que disminuya su grado de protección.

Las dimensiones de los módulos, paneles y armarios, serán las adecuadas para el tipo y

número de contadores así como del resto de dispositivos necesarios para la facturación

de la energía, que según el tipo de suministro deban llevar.

Los cables serán de 6 mm2 de sección, salvo cuando se incumplan las prescripciones

reglamentarias en lo que afecta a previsión de cargas y caídas de tensión, en cuyo caso

la sección será mayor.

Los cables serán no propagadores del incendio y con emisión de humos y opacidad

reducida. Los cables con características equivalentes a la norma UNE 21.027 –9


Página 315

(mezclas termoestables) o a la norma UNE 21.1002 (mezclas termoplásticas) cumplen

con esta prescripción.

Asimismo, deberá disponer del cableado necesario para los circuitos de mando y control

con el objetivo de satisfacer las disposiciones tarifarias vigentes. El cable tendrá las

mismas características que las indicadas anteriormente, su color de identificación será el

rojo y con una sección de 1,5 mm2.

Las conexiones se efectuarán directamente y los conductores no requerirán preparación

especial o terminales.

2. FORMAS DE COLOCACIÓN

2.1 Colocación en forma individual

Esta disposición se utilizará sólo cuando se trate de un suministro a un único usuario

independiente o a dos usuarios alimentados desde un mismo lugar.

Se hará uso de la Caja de Protección y Medida, de los tipos y características indicados

en el apartado 2 de ITC MIE-BT-13, que reúne bajo una misma envolvente, los fusibles

generales de protección, el contador y el dispositivo para discriminación horaria. En este

caso, los fusibles de seguridad coinciden con los generales de protección.

El emplazamiento de la Caja de Protección y Medida se efectuará de acuerdo a lo

indicado en el apartado 2.1 de la ITC MIE-BT-13.

Para suministros industriales, comerciales o de servicios con medida indirecta, dada la

complejidad y diversidad que ofrecen, la solución a adoptar será la que se especifique

en las requisitos particulares de la empresa suministradora para cada caso en concreto,

partiendo de los siguientes principios:

- fácil lectura del equipo de medida


Página 316

- acceso permanente a los fusibles generales de protección

- garantías de seguridad y mantenimiento

El usuario será responsable del quebrantamiento de los precintos que coloquen los

organismos oficiales o las empresas suministradoras, así como de la rotura de

cualquiera de los elementos que queden bajo su custodia, cuando el contador esté

instalado dentro de su local o vivienda. En el caso de que el contador se instale fuera,

será responsable el propietario del edificio.

2.2.2 En armario

Si el número de contadores a centralizar es igual o inferior a 16, además de poderse

instalar en un local, la concentración podrá ubicarse en un armario destinado única y

exclusivamente a este fin.

Este armario, reunirá los siguientes requisitos:

- estará situado en la planta baja, entresuelo o primer sótano del edificio, salvo cuando

existan concentraciones por plantas, empotrado o adosado sobre un paramento de la

zona común de la entrada lo más próximo a ella y a la canalización de las derivaciones

individuales.

- no tendrá bastidores intermedios que dificulten la instalación o lectura de los

contadores y demás dispositivos.

- desde la parte más saliente del armario hasta la pared opuesta deberá respetarse un

pasillo de 1,5 m como mínimo.

- los armarios tendrán una característica parallamas mínima, PF 30

- las puertas de cierre, dispondrán de la cerradura que tenga normalizada la empresa

suministradora.


Página 317

- dispondrá de ventilación y de iluminación suficiente y en sus inmediaciones, se

instalará un extintor móvil, de eficacia mínima 21B, cuya instalación y mantenimiento

será a cargo de la propiedad del edificio. Igualmente, se colocará una base de enchufe

(toma de corriente) con toma de tierra de 16 A para servicios de mantenimiento.

4. ELECCIÓN DEL SISTEMA

Para homogeneizar estas instalaciones la Empresa Suministradora, de común acuerdo

con la propiedad, elegirá de entre las soluciones propuestas la que mejor se ajuste al

suministro solicitado. En caso de discrepancia resolverá el Organismo Competente de la

Administración

Se admitirán otras soluciones tales como contadores individuales en viviendas o locales,

cuando se incorporen al sistema nuevas técnicas de telegestión.

ITC BT 17. Dispositivos generales e individuales de mando y protección.

1. DISPOSITIVOS GENERALES E INDIVIDUALES DE MANDO Y PROTECCIÓN.

INTERRUPTOR DE CONTROL DE POTENCIA

1.1 Situación

Los dispositivos generales de mando y protección, se situarán lo más cerca posible del

punto de entrada de la derivación individual en el local o vivienda del usuario En los

locales destinados a actividades industriales o comerciales, deberán situarse lo más

próximo posible a una puerta de entrada de éstos.


Página 318

Los dispositivos individuales de mando y protección de cada uno de los circuitos, que

son el origen de la instalación interior, podrán instalarse en cuadros separados y en otros

lugares.

En locales de uso común o de pública concurrencia, deberán tomarse las precauciones

necesarias para que los dispositivos de mando y protección no sean accesibles al público

en general.

La altura a la cual se situarán los dispositivos generales e individuales de mando y

protección de los circuitos, medida desde el nivel del suelo, estará comprendida entre

1,4 y 2 m, para viviendas. En locales comerciales, la altura mínima será de 1 m desde el

nivel del suelo.

1.2 Composición y características de los cuadros

Los dispositivos generales e individuales de mando y protección, cuya posición de

servicio será vertical, se ubicarán en el interior de uno o varios cuadros de distribución

de donde partirán los circuitos interiores.

Las envolventes de los cuadros se ajustarán a las normas UNE 20.451 y UNE-EN

60.439 -3, con un grado de protección mínimo IP 30 según UNE 20.324 e IK07 según

UNE-EN 50.102..

Los dispositivos generales e individuales de mando y protección serán, como mínimo:

- Un interruptor general automático de corte omnipolar, que permita su

accionamiento manual y que esté dotado de elementos de protección contra

sobrecarga y cortocircuitos. Este interruptor será independiente del interruptor de

control de potencia.


Página 319

- Un interruptor diferencial general, destinado a la protección contra contactos

indirectos de todos los circuitos; salvo que la protección contra contactos indirectos se

efectúe mediante otros dispositivos de acuerdo con la ITC-BT-24.

- Dispositivos de corte omnipolar, destinados a la protección contra sobrecargas

y cortocircuitos de cada uno de los circuitos interiores de la vivienda o local.

- Dispositivo de protección contra sobretensiones, según ITC-BT-23, si fuese necesario.

Si por el tipo o carácter de la instalación se instalase un interruptor diferencial por cada

circuito o grupo de circuitos, se podría prescindir del interruptor diferencial general,

siempre que queden protegidos todos los circuitos. En el caso de que se instale más de

un interruptor diferencial en serie, existirá una selectividad entre ellos.

Según la tarifa a aplicar, el cuadro deberá prever la instalación de los mecanismos de

control necesarios por exigencia de la aplicación de esa tarifa.

1.3 Características principales de los dispositivos de protección

El interruptor general automático de corte omnipolar tendrá poder de corte suficiente

para la intensidad de cortocircuito que pueda producirse en el punto de su instalación,

de 4.500 A como mínimo.

Los demás interruptores automáticos y diferenciales deberán resistir las corrientes de

cortocircuito que puedan presentarse en el punto de su instalación. La sensibilidad de

los interruptores diferenciales responderá a lo señalado en la Instrucción ITC-BT-24.

Los dispositivos de protección contra sobrecargas y cortocircuitos de los circuitos

interiores serán de corte omnipolar y tendrán los polos protegidos que corresponda al

número de fases del circuito que protegen. Sus características de interrupción estarán de

acuerdo con las corrientes admisibles de los conductores del circuito que protegen.


Página 320

ITC BT 19.Instalaciones interiores. Prescripciones generales.

1. CAMPO DE APLICACIÓN

Las prescripciones contenidas en esta Instrucción se extienden a las instalaciones

interiores dentro del campo de aplicación del artículo 2 y con tensión asignada dentro de

los márgenes de tensión fijados en el artículo 4 del Reglamento Electrotécnico para Baja

Tensión.

2. PRESCRIPCIONES DE CARÁCTER GENERAL

2.1 Regla general

La determinación de las características de la instalación deberá efectuarse de acuerdo

con lo señalado en la Norma UNE 20.460 -3.

2.2 Conductores activos

2.2.1 Naturaleza de los conductores

Los conductores y cables que se empleen en las instalaciones serán de cobre o aluminio

y serán siempre aislados, excepto cuando vayan montados sobre aisladores, tal como se

indica en la ITC-BT 20.

2.2.2 Sección de los conductores. Caídas de tensión

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

entre el origen de la instalación interior y cualquier punto de utilización sea, salvo lo

prescrito en las Instrucciones particulares, menor del 3 % de la tensión


Página 321

nominal para cualquier circuito interior de viviendas, y para otras instalaciones

interiores o receptoras, del 3 % para alumbrado y del 5 % para los demás usos. Esta

caída de tensión se calculará considerando alimentados todos los aparatos de utilización

susceptibles de funcionar simultáneamente. El valor de la caída de tensión podrá

compensarse entre la de la instalación interior y la de las derivaciones individuales, de

forma que la caída de tensión total sea inferior a la suma de los valores límites

especificados para ambas, según el tipo de esquema utilizado.

El número de aparatos susceptibles de funcionar simultáneamente, se determinará en

cada caso particular, de acuerdo con las indicaciones incluidas en las instrucciones del

presente reglamento y en su defecto con las indicaciones facilitadas por el usuario

considerando una utilización racional de los aparatos.

En instalaciones interiores, para tener en cuenta las corrientes armónicas debidas

cargas no lineales y posibles desequilibrios, salvo justificación por cálculo, la sección

del conductor neutro será como mínimo igual a la de las fases.

2.2.3 Intensidades máximas admisibles

Las intensidades máximas admisibles, se regirán en su totalidad por lo indicado en la

Norma UNE 20.460 -5-523 y su anexo Nacional.

En la siguiente tabla se indican las intensidades admisibles para una temperatura

ambiente del aire de 40�C y para distintos métodos de instalación, agrupamientos y

tipos de cables. Para otras temperaturas, métodos de instalación, agrupamientos y


Página 322

tipos de cable, así como para conductores enterrados, consultar la Norma UNE 20.460 -

5-523.

2.2.4 Identificación de conductores

Los conductores de la instalación deben ser fácilmente identificables, especialmente por

lo que respecta al conductor neutro y al conductor de protección. Esta identificación se

realizará por los colores que presenten sus aislamientos. Cuando exista conductor

neutro en la instalación o se prevea para un conductor de fase su pase posterior a

conductor neutro, se identificarán éstos por el color azul claro. Al conductor de


Página 323

protección se le identificará por el color verde-amarillo. Todos los conductores de fase,

o en su caso, aquellos para los que no se prevea su pase posterior a neutro, se

identificarán por los colores marrón o negro.

Cuando se considere necesario identificar tres fases diferentes, se utilizará también el

color gris.

2.3 Conductores de protección

Se aplicará lo indicado en la Norma UNE 20.460 -5-54 en su apartado 543. Como

ejemplo, para los conductores de protección que estén constituidos por el mismo metal

que los conductores de fase o polares, tendrán una sección mínima igual a la fijada en la

tabla 2, en función de la sección de los conductores de fase o polares de la instalación;

en caso de que sean de distinto material, la sección se determinará de forma que

presente una conductividad equivalente a la que resulta de aplicar la tabla 2.

2.5 Equilibrado de cargas

Para que se mantenga el mayor equilibrio posible en la carga de los conductores que

forman parte de una instalación, se procurará que aquella quede repartida entre sus

fases o conductores polares.

2.6 Posibilidad de separación de la alimentación


Página 324

Se podrán desconectar de la fuente de alimentación de energía, las siguientes

instalaciones:

a) Toda instalación cuyo origen esté en una línea general de alimentación

b) Toda instalación con origen en un cuadro de mando o de distribución.

Los dispositivos admitidos para esta desconexión, que garantizarán la separación

omnipolar excepto en el neutro de las redes TN-C, son:

- Los cortacircuitos fusibles

- Los seccionadores

- Los interruptores con separación de contactos mayor de 3 mm o con nivel de

seguridad equivalente

- Los bornes de conexión, sólo en caso de derivación de un circuito

Los dispositivos de desconexión se situarán y actuarán en un mismo punto de la

instalación, y cuando esta condición resulte de difícil cumplimiento, se colocarán

instrucciones o avisos aclaratorios. Los dispositivos deberán ser accesibles y estarán

dispuestos de forma que permitan la fácil identificación de la parte de la instalación que

separan.

2.7 Posibilidad de conectar y desconectar en carga

Se instalarán dispositivos apropiados que permitan conectar y desconectar en carga en

una sola maniobra, en:

a) Toda instalación interior o receptora en su origen, circuitos principales y cuadros

secundarios. Podrán exceptuarse de esta prescripción los circuitos destinados a relojes, a

rectificadores para instalaciones telefónicas cuya potencia nominal no exceda de 500

VA y los circuitos de mando o control, siempre que su desconexión impida cumplir


Página 325

alguna función importante para la seguridad de la instalación. Estos circuitos podrán

desconectarse mediante dispositivos independientes del general de la instalación.

b) Cualquier receptor

c) Todo circuito auxiliar para mando o control, excepto los destinados a la

tarificación de la energía

d) Toda instalación de aparatos de elevación o transporte, en su conjunto.

e) Todo circuito de alimentación en baja tensión destinado a una instalación de tubos

luminosos de descarga en alta tensión

f) Toda instalación de locales que presente riesgo de incendio o de explosión.

g) Las instalaciones a la intemperie

h) Los circuitos con origen en cuadros de distribución

i) Las instalaciones de acumuladores

j) Los circuitos de salida de generadores

Los dispositivos admitidos para la conexión y desconexión en carga son:

- Los interruptores manuales.

- Los cortacircuitos fusibles de accionamiento manual, o cualquier otro sistema aislado

que permita estas maniobras siempre que tengan poder de corte y de cierre adecuado e

independiente del operador.

- Las clavijas de las tomas de corriente de intensidad nominal no superior a 16 A.

Deberán ser de corte omnipolar los dispositivos siguientes:

- Los situados en el cuadro general y secundarios de toda instalación interior o

receptora.


Página 326

- Los destinados a circuitos excepto en sistemas de distribución TN-C, en los que el

corte del conductor neutro esta prohibido y excepto en los TN-S en los que se pueda

asegurar que el conductor neutro esta al potencial de tierra.

- Los destinados a receptores cuya potencia sea superior a 1.000 W, salvo que

prescripciones particulares admitan corte no omnipolar.

- Los situados en circuitos que alimenten a lámparas de descarga o autotransformadores.

- Los situados en circuitos que alimenten a instalaciones de tubos de descarga en alta

tensión.

En los demás casos, los dispositivos podrán no ser de corte omnipolar.

El conductor neutro o compensador no podrá ser interrumpido salvo cuando el corte se

establezca por interruptores omnipolares.

2.8 Medidas de protección contra contactos directos o indirectos

Las instalaciones eléctricas se establecerán de forma que no supongan riesgo para las

personas y los animales domésticos tanto en servicio normal como cuando puedan

presentarse averías previsibles.

En relación con estos riesgos, las instalaciones deberán proyectarse y ejecutarse

aplicando las medidas de protección necesarias contra los contactos directos e

indirectos.

Estas medidas de protección son las señaladas en la Instrucción ITC-BT-24 y deberán

cumplir lo indicado en la UNE 20.460, parte 4-41 y parte 4-47.

2.9 Resistencia de aislamiento y rigidez dieléctrica

Las instalaciones deberán presentar una resistencia de aislamiento al menos igual a los

valores indicados en la tabla siguiente:


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2.11 Conexiones

En ningún caso se permitirá la unión de conductores mediante conexiones y/o

derivaciones por simple retorcimiento o arrollamiento entre sí de los conductores, sino

que deberá realizarse siempre utilizando bornes de conexión montados individualmente

o constituyendo bloques o regletas de conexión; puede permitirse asimismo, la

utilización de bridas de conexión. Siempre deberán realizarse en el interior de cajas de

empalme y/o de derivación salvo en los casos indicados en el apartado 3.1. de la ITC-

BT-21. Si se trata de conductores de varios alambres cableados, las conexiones se

realizarán de forma que la corriente se reparta por todos los alambres componentes y si

el sistema adoptado es de tornillo de apriete entre una arandela metálica bajo su cabeza

y una superficie metálica, los conductores de sección superior a 6 mm2 deberán

conectarse por medio de terminales adecuados, de forma que las conexiones no queden

sometidas a esfuerzos mecánicos.

ITC BT 20. Sistemas de instalación.

1. GENERALIDADES

Los sistemas de instalación que se describen en esta Instrucción Técnica deberán tener

en consideración los principios fundamentales de la norma UNE 20.460 -5-52.


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2. SISTEMAS DE INSTALACIÓN

La selección del tipo de canalización en cada instalación particular se realizara

escogiendo, en función de las influencias externas, el que se considere más adecuado de

entre los descritos para conductores y cables en la norma UNE 20.460 -5-52.

2.1 Prescripciones Generales

Circuitos de potencia

Varios circuitos pueden encontrarse en el mismo tubo o en el mismo compartimento de

canal si todos los conductores están aislados para la tensión asignada más elevada.

Separación de circuitos

No deben instalarse circuitos de potencia y circuitos de muy baja tensión de seguridad

(MBTS ó MBTP) en las mismas canalizaciones, a menos que cada cable esté aislado

para la tensión más alta presente o se aplique una de las disposiciones siguientes:

- que cada conductor de un cable de varios conductores esté aislado para la tensión más

alta presente en el cable;

- que los conductores estén aislados para su tensión e instalados en un compartimento

separado de un conducto o de una canal, si la separación garantiza el nivel de

aislamiento requerido para la tensión más elevada.

2.1.1 Disposiciones

En caso de proximidad de canalizaciones eléctricas con otras no eléctricas, se

dispondrán de forma que entre las superficies exteriores de ambas se mantenga una

distancia mínima de 3 cm. En caso de proximidad con conductos de calefacción, de aire


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caliente, vapor o humo, las canalizaciones eléctricas se establecerán de forma que no

puedan alcanzar una temperatura peligrosa y, por consiguiente, se mantendrán separadas

por una distancia conveniente o por medio de pantallas calorífugas.

Las canalizaciones eléctricas no se situarán por debajo de otras canalizaciones que

puedan dar lugar a condensaciones, tales como las destinadas a conducción de vapor, de

agua, de gas, etc., a menos que se tomen las disposiciones necesarias para proteger las

canalizaciones eléctricas contra los efectos de estas condensaciones.

Las canalizaciones eléctricas y las no eléctricas sólo podrán ir dentro de un mismo canal

o hueco en la construcción, cuando se cumplan simultáneamente las siguientes

condiciones:

a) La protección contra contactos indirectos estará asegurada por alguno de los sistemas

señalados en la Instrucción ITC-BT-24, considerando a las conducciones no eléctricas,

cuando sean metálicas, como elementos conductores.

b) Las canalizaciones eléctricas estarán convenientemente protegidas contra los posibles

peligros que pueda presentar su proximidad a canalizaciones, y especialmente se tendrá

en cuenta:

- La elevación de la temperatura, debida a la proximidad con una conducción de fluido

caliente.

- La condensación

- La inundación, por avería en una conducción de líquidos; en este caso se tomarán

todas las disposiciones convenientes para asegurar su evacuación

- La corrosión, por avería en una conducción que contenga un fluido corrosivo

- La explosión, por avería en una conducción que contenga un fluido inflamable

- La intervención por mantenimiento o avería en una de las canalizaciones puede

realizarse sin dañar al resto.


Página 330

2.1.2 Accesibilidad

Las canalizaciones deberán estar dispuestas de forma que faciliten su maniobra,

inspección y acceso a sus conexiones. Estas posibilidades no deben ser limitadas por el

montaje de equipos en las envolventes o en los compartimentos.

2.1.3 Identificación

Las canalizaciones eléctricas se establecerán de forma que mediante la conveniente

identificación de sus circuitos y elementos, se pueda proceder en todo momento a

reparaciones, transformaciones, etc. Por otra parte, el conductor neutro o compensador,

cuando exista, estará claramente diferenciado de los demás conductores.

Las canalizaciones pueden considerarse suficientemente diferenciadas unas de otras,

bien por la naturaleza o por el tipo de los conductores que la componen, o bien por sus

dimensiones o por su trazado. Cuando la identificación pueda resultar difícil, debe

establecerse un plano de la instalación que permita, en todo momento, esta

identificación mediante etiquetas o señales de aviso indelebles y legibles.

2.2 Condiciones particulares

Los sistemas de instalación de las canalizaciones en función de los tipos de conductores

o cables deben estar de acuerdo con la tabla 1, siempre y cuando las influencias externas

estén de acuerdo con las prescripciones de las normas de canalizaciones

correspondientes. Los sistemas de instalación de las canalizaciones, en función de la

situación deben estar de acuerdo con la tabla 2.


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2.2.1 Conductores aislados bajo tubos protectores

Los cables utilizados serán de tensión asignada no inferior a 450/750 V y los tubos

cumplirán lo establecido en la ITC-BT-21.

2.2.2 Conductores aislados fijados directamente sobre las paredes

Estas instalaciones se establecerán con cables de tensiones asignadas no inferiores a

0,6/1 kV, provistos de aislamiento y cubierta (se incluyen cables armados o con

aislamiento mineral). Estas instalaciones se realizarán de acuerdo a la norma UNE

20.460 -5-52.


Página 332

Para la ejecución de las canalizaciones se tendrán en cuenta las siguientes

prescripciones:

- Se fijarán sobre las paredes por medio de bridas, abrazaderas, o collares de forma que

no perjudiquen las cubiertas de los mismos.

- Con el fin de que los cables no sean susceptibles de doblarse por efecto de su propio

peso, los puntos de fijación de los mismos estarán suficientemente próximos. La

distancia entre dos puntos de fijación sucesivos, no excederá de 0,40 metros.

- Cuando los cables deban disponer de protección mecánica por el lugar y condiciones

de instalación en que se efectúe la misma, se utilizarán cables armados. En caso de no

utilizar estos cables, se establecerá una protección mecánica complementaria sobre los

mismos.

- Se evitará curvar los cables con un radio demasiado pequeño y salvo prescripción en

contra fijada en la Norma UNE correspondiente al cable utilizado, este radio no será

inferior a 10 veces el diámetro exterior del cable.

- Los cruces de los cables con canalizaciones no eléctricas se podrán efectuar por la

parte anterior o posterior a éstas, dejando una distancia mínima de 3 cm entre la

superficie exterior de la canalización no eléctrica y la cubierta de los cables cuando el

cruce se efectúe por la parte anterior de aquélla.

- Los puntos de fijación de los cables estarán suficientemente próximos para evitar que

esta distancia pueda quedar disminuida. Cuando el cruce de los cables requiera su

empotramiento para respetar la separación mínima de 3 cm, se seguirá lo dispuesto en el

apartado 2.2.1 de la presente instrucción. Cuando el cruce se realice bajo molduras, se

seguirá lo dispuesto en el apartado 2.2.8 de

la presente instrucción.


Página 333

- Los extremos de los cables serán estancos cuando las características de los locales o

emplazamientos así lo exijan, utilizándose a este fin cajas u otros dispositivos

adecuados. La estanqueidad podrá quedar asegurada con la ayuda de prensaestopas.

- Los cables con aislamiento mineral, cuando lleven cubiertas metálicas, no deberán

utilizarse en locales que puedan presentar riesgo de corrosión para las cubiertas

metálicas de estos cables, salvo que esta cubierta este protegida adecuadamente contra

la corrosión.

- Los empalmes y conexiones se harán por medio de cajas o dispositivos equivalentes

provistos de tapas desmontables que aseguren a la vez la continuidad de la protección

mecánica establecida, el aislamiento y la inaccesibilidad de las conexiones y

permitiendo su verificación en caso necesario.

2.2.5 Conductores aéreos

Los conductores aéreos no cubiertos en 2.2.2, cumplirán lo establecido en la ITC BT-

06.

2.2.9 Conductores aislados en bandeja o soporte de bandejas

Sólo se utilizarán conductores aislados con cubierta (incluidos cables armados o con

aislamiento mineral), unipolares o multipolares según norma UNE 20.460 -5-52.

3. PASO A TRAVÉS DE ELEMENTOS DE LA CONSTRUCCIÓN

El paso de las canalizaciones a través de elementos de la construcción, tales como

muros, tabiques y techos, se realizará de acuerdo con las siguientes prescripciones:


Página 334

- En toda la longitud de los pasos de canalizaciones no se dispondrán empalmes o

derivaciones de cables.

- Las canalizaciones estarán suficientemente protegidas contra los deterioros mecánicos,

las acciones químicas y los efectos de la humedad. Esta protección se exigirá de forma

continua en toda la longitud del paso.

- Si se utilizan tubos no obturados para atravesar un elemento constructivo que separe

dos locales de humedades marcadamente diferentes, se dispondrán de modo que se

impida la entrada y acumulación de agua en el local menos húmedo, curvándolos

convenientemente en su extremo hacia el local más húmedo. Cuando los pasos

desemboquen al exterior se instalará en el extremo del tubo una pipa de porcelana o

vidrio, o de otro material aislante adecuado, dispuesta de modo que el paso exterior-

interior de los conductores se efectúe en sentido ascendente.

- En el caso que las canalizaciones sean de naturaleza distinta a uno y otro lado del paso,

éste se efectuará por la canalización utilizada en el local cuyas prescripciones de

instalación sean más severas.

- Para la protección mecánica de los cables en la longitud del paso, se dispondrán éstos

en el interior de tubos normales cuando aquella longitud no exceda de 20 cm y si

excede, se dispondrán tubos conforme a la tabla 3 de la Instrucción ITC-BT-21. Los

extremos de los tubos metálicos sin aislamiento interior estarán provistos de boquillas

aislantes de bordes redondeados o de dispositivo equivalente, o bien los bordes de los

tubos estarán convenientemente redondeados, siendo suficiente para los tubos metálicos

con aislamiento interior que éste último sobresalga ligeramente del mismo. También

podrán emplearse para proteger los conductores los tubos de vidrio o porcelana o de

otro material aislante adecuado de suficiente resistencia mecánica. No necesitan

protección suplementaria los cables provistos de una armadura metálica ni los cables


Página 335

con aislamiento mineral, siempre y cuando su cubierta no sea atacada por materiales de

los elementos a atravesar.

- Si el elemento constructivo que debe atravesarse separa dos locales con las mismas

características de humedad, pueden practicarse aberturas en el mismo que permitan el

paso de los conductores respetando en cada caso las separaciones indicadas para el tipo

de canalización de que se trate.

- Los pasos con conductores aislados bajo molduras no excederán de 20 cm; en los

demás casos el paso se efectuará por medio de tubos.

- En los pasos de techos por medio de tubo, éste estará obturado mediante cierre estanco

y su extremidad superior saldrá por encima del suelo una altura al menos igual a la de

los rodapiés, si existen, o a 10 centímetros en otro caso.

Cuando el paso se efectúe por otro sistema, se obturará igualmente mediante material

incombustible, de clase y resistencia al fuego, como mínimo, igual a la de los materiales

de los elementos que atraviesa.


Página 336

4.6 INVERSOR

El nivel sonoro del equipo en funcionamiento permite su utilización en lugares

próximos a las zonas frecuentadas en una vivienda.

Funcionamiento: completamente automatizado.

Durante los periodos nocturnos permanece parado vigilando los valores de

tensión de la red y del generador fotovoltaico. Al amanecer la tensión del generador

aumenta , lo que pone en funcionamiento el inversor.

- Panel de control.

La carátula frontal consta de un pulsador Marcha/Paro y cuatro indicadores

luminosos de estado.

- Puesta en marcha.

Cuando se conecta el equipo con el magnetotérmico de red o cuando se restablece la

red tras un corte siempre empieza en modo Marcha.

- Parada.


Página 337

Si por alguna razón es necesario pararlo se deberá pulsar ON/OFF y cambiar de

Modo.

o Circuitos de protección.

El inversor restablece automáticamente su funcionamiento después de las siguientes

condiciones de protección:

- Fallo en la red.

Si se interrumpe el suministro en la red el inversor se encuentra en situación de

cortocircuito, se desconecta y espera a que se restablezca la tensión en la red.

- Tensión fuera de rango.

Si la tensión de la red se encuentra fuera del rango admisible interrrumpe su

funcionamiento.

- Frecuencia fuera de límites.

El inversor se para, pues esto indica que la red es inestable o está en modo isla.


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- Tensión del generador baja.

El inversor no puede funcionar. Es lo que ocurre por la noche o si se desconecta el

generador.

- Intensidad del generador insuficiente.

Los generadores alcanzan el nivel de tensión de trabajo a partir de un valor de

radiación solar muy bajo ( 2-8 mW/cm2) .

Cuando el inversor detecta que se dispone de tensión suficiente para iniciar el

funcionamiento el sistema se pone en marcha.

Si el generador no dispone de potencia suficiente no se verifica la intensidad mínima

de funcionamiento, lo que genera la orden de parada del equipo.

El intervalo entre intentos de conexión es de 3 minutos.

o Placa de características.


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CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS

Modelo TAURO PR 4000/8

Conexión a red

Potencia nominal de la instalación 3.2 kW

Conexión Monofásica

Generador fotovoltaico

Potencia nominal de paneles. Pmáx. 4000 W


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Rango de potencia pico instalada recomendable 1800 ... 4000 Wp

Máxima tensión de entrada de continua en vacío 176 Vcc

Corriente de máxima potencia. Imáx (A) 29

Tensión de máxima potencia Vmáx 136

Instensidad de corto máxima. 33

Inversor AC

Tensión nominal AC , (V) 230


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Potencia nominal , kW 2,3

Vcc máxima 185

Vcc mínima 105

Potencia mínima de conexión aprox. 150 W

Consumo aprox. en vacío 8 W a 230 Vac

Rizado tensión paneles a potencia nominal aprox. 8 Vrms

Rango de temperatura de trabajo -5 / +40 ºC


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Rango de tensión de red admisible 205 / 253 Vac

Frecuencia de trabajo 49.5 Hz... 50.5 Hz

Factor de potencia 0.98 ... 1.00

Distorsión de la intensidad a 0.6 Pn con THD de red <

2%

< 3.5%

Relé de potencia de estado sólido Conexión en paso

por 0

Sistema de aislamiento Red/Panel Transf. Toroidal

norma UNE 60742

Humedad relativa máxima 90% sin


Página 343

condensación

Rendimiento máximo aprox. 93%

Rendimiento a 0.8 Pn Wcc en paneles aprox 89%

Sistema de refrigeración Convección natural

+Ventilación forzada

CARACTERÍSTICAS FÍSICAS

Ancho 330 mm

Alto 670 mm


Página 344

Fondo 230 mm 230 mm

Peso aprox 25 Kg. 41 Kg

Grado de protección IP-21

Chapa de aluminio con recubrimiento de resina Epoxi en caliente

Tornillería en acero inoxidable

3. PLIEGOS DE CONDICIONES


Página 371

INDICE PLIEGOS DE CONDICIONES

3.1 TÉCNICAS Y PARTICULARES Pag 372 3.1.1 Diseño del Kit Policial Pag 372 3.1.2 Condiciones Técnicas Pag 380


Página 372

3.1 Pliegos de Condiciones Técnicas y Particulares

3.1.1 DISEÑO DEL KIT POLICIAL

Las motos elegidas como vehículos para los cuerpos, tanto la Maxi-

Scooter de Vectrix como la Electric Scooter BDSC-A1 deben ser modificadas antes de

funcionar como vehículos policiales. Un proceso final de taller es la capa de pintura

especial que vienen teniendo todos los vehículos de la policía, la cual consideraremos

para cálculos de presupuesto de un coste parecido a cualquier capa de pintura para

usuario. Tras eso se debe implantar un kit policial que incorpore los accesorios

necesarios para funcionar la sirena, la luz focal estroboscópica y la luz telescópica en

baliza.


Página 373

Figura 1.1: situación de los componentes

3.1.1.1 El faro CD-210 es una luz focal estroboscópica que incorpora a su vez

una luz de cruce. De esta forma relegamos al foco de serie, situado más abajo la función

de luz de cruce + luz de posición. El conjunto se compone de un soporte de aluminio a

través del cual llega el cable de alimentación para ambas bombillas, situadas dentro de

la lente.


Página 374

Figura 1.2: despiece del conjunto cabezal CD-210

3.1.1.2 Conjunto Baliza: es la base, el mástil y el cabezal telescópico. Ésta

lámpara emite luz azul enfocando 360º y a una frecuencia de 120 intermitencias por

minuto.


Página 375

Imagen 1.3: base + mástil + cabezal telescópico CO-221

En este documento hay una descripción detallada de las características del

cabezal telescópico en su anexo correspondiente.


Página 376

Figura 1.4: despiece del cabezal telescópico

3.1.1.3 Fuente de alimentación de 535 watios situada bajo el asiento. Ésta

alimentará tanto a la sirena como a las dos luces del kit. El conjunto es un soporte de

aluminio con amortiguador y lámpara piloto.


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Figura 1.5: conjunto despiezado de la fuente de alimentación

3.1.1.4 Cableado y circuito de control: situado en display bajo el asiento.

Permiten el control de la sirena y las luces desde el salpicadero, con un conmutador y un

interruptor. El conmutador tiene 3 posiciones: luces encendidas y sirena apagada, luces

y sirena encendidas, o todo apagado. Si las luces están encendidas, el interruptor

permite activar o desactivar la luz focal estroboscópica, mientras que la telescópica en

baliza siempre estaría encendida.


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Figura 1.6: Combinaciones posibles de sirena-luces

El circuito de potencia queda alimentado por la fuente de alimentación de

535 watios máximos en continua, a 12 voltios en bornas finales (sirena, luces). Los

dispositivos de seguridad frente a corto son los fusibles que quedan bajo el


Página 379

asiento:

Figura 1.7: situación de los fusibles y relés del circuito de potencia

El circuito esquemático completo (potencia y control) se encuentra en el

apartado de planos.


Página 380

3.1.2 PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS

3.1.2.1 Cuerpos L

Llamaremos cuerpos L en éste documento a aquellos agentes del cuerpo

municipal de policías de Madrid que usen por vehículo motocicleta y que tan sólo la

usen para trasladarse entre zonas urbanas, por realizar su cometido a pie. Además de

éstos agentes, en los Cuerpos L se incluirán también todos los agentes de seguridad vial

de Madrid, por considerar que usan la motocicleta con el mismo fin. Éstos agentes

actualmente están utilizando la motocicleta Piaggio Hexagon 125, y el propósito es

sustituirla por la Electric Scooter BDSC-A1. Así pues:

De los aproximadamente 7000 agentes que componen el Cuerpo de Policía

Municipal de Madrid unos 3000 usan la motocicleta como vehículo de trabajo. Si

hemos de diferenciar entre los 4 turnos de trabajo (2 diurnos y 2 nocturnos)

estimaremos el siguiente reparto:


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Agentes %

Turno diurno 1 1050 35%


Nocturno 1 600 20%

Nocturno 2 300 10%

Total 3000 100%

Y admitiremos, que tan sólo el 30% de los agentes de policía puede enmarcarse

en el contexto cuerpos L, por lo que el resultado final sería:


Página 382

Por lo que, en el momento más desfavorable, se necesitan para la policía

municipal 315 motocicletas. Aplicando un factor de seguridad que represente tanto

siniestros como retrasos en tomar el relevo, diremos que para la implantación

necesitaremos 1.3 x 315 = 410 Electric Scooter BDSC-A1 para la policia municipal.

Agentes L %



Nocturno 1 180 20%

Nocturno 2 90 10%

Total 900 100%


Página 383

De los aproximadamente 700 agentes que componen el cuerpo de seguridad vial

de Madrid, el 65% usan motocicleta, y todos ellos son cuerpo L, por lo que el reparto en

turnos sería el siguiente:

Agentes %



Total 700 100%

Por lo que, en el momento más desfavorable son 350 motocicletas requeridas,

por el factor de seguridad de 1.3 tenemos 455 BDSC-A1 solicitadas por el cuerpo de

agentes de seguridad vial de Madrid.


Página 384

Sumando ambos, un total de 865 BDSC-A1.

En cuanto a los requisitos funcionales de la motocicleta para los cuerpos L, los

que debe cumplir la BDSC-A1 son:

Motor

• Sistema de arranque eléctrico

• Cinco velocidades

• Autonomía de 3 horas en ciudad

• 40 Km/h

Kit Policía Local – Accesorios

• Un estroboscópico delantero, con luz de cruce.


Página 385

• Mástil telescópico trasero, con estroboscópico y luz de crucero incorporada

azul.

• Fuente alimentación, cableados, sistemas fijación, sirena c/ amplificador,

segunda batería.

• Botonera específicas al kit reseñado

• Pantalla cortavientos alta


Página 386

1.7.2.2 Cuerpos H

Componen éste cuerpo los policías municipales que sí precisan de un vehículo

de altas prestaciones por ser su vehículo de trabajo, propiamente dicho. Bien sea porque

patrullan en motocicleta o porque realizan persecuciones. Los cuerpos H suplantarán su

Piaggio Hexagon 150 por la Maxi-Scooter Vectrix de altísimas prestaciones. Siendo

coherentes con lo anteriormente dicho, tomamos el 70% de los 3000 agentes

motorizados:

Agentes H %



Nocturno 1 420 20%


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Nocturno 2 210 10%

Total 2100 100%

En el momento más desfavorable se precisan 735 motocicletas, que por su factor

de seguridad de 1.3 son 956 Maxi Scooter de Vectrix.

En cuanto a los requisitos funcionales:

Motor

• Sistema de arranque eléctrico

• Transmisión final por cadena y de cinco velocidades

• Autonomía de 8 horas en ciudad

• 100 Km/h


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Chasis

• Sistema de frenos delantero y trasero de disco

• Suspensión delantera horquilla telescópica

Kit Policía Local – Accesorios

• Un estroboscópico delantero con luz de cruce.

• Mástil telescópico trasero, con estroboscópico y luz de crucero incorporada

azul.

• Fuente alimentación, cableados, sistemas fijación, sirena c/ amplificador,

segunda batería.

• Botoneras específicas al kit reseñado

• Pantalla cortavientos alta

4. PRESUPUESTO GENERAL


Página 390

INDICE PRESUPUESTO

4.1 RECURSOS Pag 391 4.2 PRECIOS UNITARIOS Pag 392 4.3 SUMAS PARCIALES Pag 394 4.4 PRESUPUESTO GENERAL Pag 395


Página 391

4.1 Recursos

Se plantea la renovación de una flota de 865 motocicletas para los cuerpos L,

por lo que será necesario adquirir 865 BDSC-A1, y todas las piezas necesarias para

montar los accesorios que permitan realizar las operaciones de la policía municipal o

agentes de seguridad vial, en su caso. Será también necesario realizar los trámites de

homologación, para los cuales son necesarios el informe del fabricante, el certificado de

taller y el proyecto técnico.

Además, la renovación de la flota de cuerpos H, de 956 motocicletas, que serán

Maxi Scooters de Vectrix. También será necesario realizar los trámites arriba indicados.

Por otro lado, para el almacén de motocicletas se supondrá un precio de alquiler.

Después se valorará el presupuesto para la adaptación de éste a su fin, y se valorarán los

costes de la implantación eléctrica y fotovoltáica del lugar.


Página 392

4.2 Precios Unitarios

4.2.1 VEHÍCULOS Y EDIFICIO

El modelo BDSC-A1 elegido tiene un precio de 1168 €. Se pagarán 350.4 € con

el pedido y 817.6 € con la entrega.

El modelo Maxi Scooter de Vectrix elegido como vehículo de los Cuerpos H

tiene un valor de mercado de 8500 €.

Para el edificio usado como almacén e instalación fotovoltaica se ha supuesto un

valor de local de 16000 € mensuales. Basándo la estimación en el asequible precio de 8

€ por metro cuadrado para locales del ayuntamiento.

4.2.2 ACCESORIOS

Precio Unidad € Foco CD 210 Mástil CO 221

500

FA 535 50 Sirena 299 CT 300 Sistema de Fijación 20 Kit Electrónico 20 Localizador GPS 280 Total 1170


Página 393

4.2.3 MANO DE OBRA

Mano de obra en taller: 50 €/h


Página 394

4.3 Sumas parciales

4.3.1 VEHÍCULO MODIFICADO

Moto Precio Compra Kit Precio Modificado

BDSC A1 1168 1170 2338 Maxi S. Vectrix 8500 1170 9670

4.3.2 HOMOLOGACIÓN

· Informe fabricante 200 €.

· Proyecto técnico: 450 €.

· Certificado del taller (4 horas de taller) 200 €.

Total: 850 €


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4.4 Presupuesto general

Se pretende sustituir una flota de 1821 vehículos, luego se tendrán que afrontar

las siguientes inversiones:

· Homologación: 850 €

· 1821 vehículos modificados: 2130570 €

Con un total de 2131420 €.

Luego estaríamos pagando aproximadamente 1170.5 € por cada nueva

motocicleta eléctrica, además de su precio de mercado.


Página 396

El Presupuesto general asciende a casi 12 millones de euros:

865 BDSC A1 956 Vectrix

Precio Mercado 1010320 8126000 Precio Adaptación 1012050 1118520 Suma 2022370 9244520

504 Paneles 21 Inversores

Instalacion eléctrica Obra

Precio € 463680 63000 5000 3000 Suma 534680

Presupuesto General 11801570

estudio de la implantaciÓn de una motocicleta … · proyecto fin de carrera estudio de la...

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