AGUAS DE CARTAGENA S.A. E.S.P. ACUACAR TÉRMINOS DE

AGUAS DE CARTAGENA S.A. E.S.P. – ACUACAR TÉRMINOS DE INVITACIÓN A COTIZAR

OBJETO

“SUMINISTRO E INSTLACIÓN DE SISTEMA DE GENERACIÓN DE ENERGIA RENOVABLE A TRAVES DE PANELES SOLARES PARA EL EDIFICIO DE LA GERENCIA TECNICA DE AGUAS DE CARTAGENA S.A E.S.P.”

VOLUMEN II ESPECIFICACIONES TÉCNICAS

CARTAGENA, SEPTIEMBRE DE 2017

SUMINISTRO E INSTLACIÓN DE SISTEMA DE GENERACIÓN DE ENERGIA RENOVABLE A TRAVES DE PANELES SOLARES PARA EL EDIFICIO DE LA GERENCIA TECNICA DE AGUAS DE CARTAGENA S.A E.S.P.”

1. ESPECIFICACIONES TECNICAS A continuación, se enumeran las características técnicas mínimas que deberán cumplir los equipos eléctricos a suministrar para el correcto funcionamiento del sistema de generación con paneles solares para el edificio de la Gerencia Técnica. Los paneles serán situados en el techo de la edificación mostrado en la ilustración No 1

Gerencia Técnica

Ilustración 1: Ubicación de la Gerencia Técnica en la PETAP Con el fin de determinar la capacidad de los paneles, se realizó un estudio del comportamiento de la carga, en la oficina técnica arrojando los siguientes resultados:



Considerando los resultados obtenidos en el estudio de carga, el contratista deberá proyectar el número de paneles requeridos para cubrir la demanda considerada en este estudio. Se ha estimado una potencia de 70 KW, pero la potencia real será la obtenida del diseño realizado por el contratista. Es importante aclarar, que la energía no consumida en la gerencia técnica, ya sea por bajo consumo o por días feriados, será consumida por el barraje de la estación de bombeo Colinas, de acuerdo al diagrama unifilar que se anexa más adelante. El contratista deberá realizar un análisis económico que permita determinar el tiempo de recuperación de la inversión con un horizonte de 25 años de operación. 1.1.

Alcance del proyecto

El contratista deberá elaborar toda la ingeniería para el proyecto, desarrollar la compra y Montaje, y puesta en servicio de un sistema de energía solar fotovoltaico conectado a la red (On grid) sin baterías para el edificio Administrativo de la Planta Paraguay de Aguas de Cartagena S.A E.S.P., con una capacidad instalada estimada de 70kWp (+-5%). Adicionalmente al componente técnico del proyecto, el proponente deberá gestionar los trámites respectivos para el registro del proyecto de generación con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) ante la Unidad de Planeación Minero Energético (UPME) así como la gestión para la obtención de los beneficios tributarios establecidos por la Ley 1715 de 2014 para este tipo de proyectos. 1.1.1. Alcance técnico del diseño


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El contratista deberá ejecutar dentro del proyecto las siguientes actividades: Diseño mecánico de estructuras de soporte y disposición de los paneles sobre el techo. Cálculo estructural sobre la resistencia del edificio a recibir la carga adicional del sistema fotovoltaico sobre el techo. Planos mecánicos de la instalación. Simulación o proyección de la generación anual de energía esperada del sistema. Diagramas unifilares y planos eléctricos del sistema. Memorias de cálculo. 1.1.2. Alcance regulatorio

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Dentro del alcance, el contratista deberá ejecutar lo siguientes: Registro del proyecto de generación con FNCER ante la UPME. Obtención de la resolución de Certificación Ambiental a nombre de Aguas de Cartagena S.A. E.S.P. y el proponente por parte de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) y la UPME para el uso de los incentivos tributarios de la Ley 1715 de 2014: Deducción del impuesto de renta, depreciación acelerada, exención de IVA y aranceles. 1.1.3. Alcance de la implementación

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Suministro e instalación de todos los equipos y materiales requerido para la implementación del proyecto definido en el diseño. Montaje mecánico del sistema que incluye la estructura de soporte sobre techo, paneles solares, puesta a tierra, acometidas, cableado, ductería, protecciones, tableros y demás componentes que hagan posible el funcionamiento estable del sistema. Montaje eléctrico del sistema que incluye cableados en DC, paneles solares, inversores, puesta a tierra, protecciones, cableado en AC, acometidas, tableros, medidores y demás componentes que hagan parte del sistema. Montaje del sistema de comunicaciones del proyecto que incluya lo necesario para que el sistema de energía solar pueda ser supervisado tanto por el proponente como por el propietario. El proponente deberá también tener en cuenta actividades adicionales que puedan ser requeridas para la correcta puesta en marcha del sistema y se consideran dentro del alcance de la oferta todos aquellos refuerzos estructurales que se requieran y que puedan surgir luego del cálculo relacionado. El proponente deberá contar con personal calificado para realizar trabajos en alturas y para hacer intervenciones en sistemas eléctricos.


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El proponente deberá demostrar experiencia y conocimiento certificado en instalaciones de energía solar fotovoltaica. 1.1.4. Especificaciones técnicas de los equipos Los componentes del sistema tendrán que cumplir como mínimo con las siguientes especificaciones. 1.1.4.1.

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Los paneles deberán tener las siguientes características: Paneles de 60 o 72 celdas de silicio policristalino. Potencia mayor o igual a 320Wp para paneles de 72 celdas. Eficiencia del panel mayor o igual a 16% para 72 celdas. Potencia mayor o igual a 270Wp para paneles de 60 celdas. Eficiencia del panel mayor o igual a 16% para paneles de 60 celdas. Coeficiente de temperatura de potencia máxima > -0.41%/ªC. Voltaje máximo del sistema mayor o igual a 1000Vdc. Tolerancia de la potencia de salida del módulo 0/+2% Certificaciones mínimas del panel: IEC 61215, IEC 61730, IEC 62804, IEC 61701, IEC 62176, IEC 60068-2-68, PV Cycle. Garantía mínima por defectos de fábrica de 25 años y garantía de producción lineal de 25 años (degradación de máximo 10% durante ese periodo). 1.1.4.2.

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Paneles solares fotovoltaicos de silicio policristalino.

Inversor de conexión a red

Potencia de salida de acuerdo al diseño desarrollado Factor de potencia >0.99 (Ajustable a 0.8 inductivo/ 0.8 capacitivo) Voltaje de salida trifásico a 440 V/ @ 60Hz. Distorsión Harmónica Total (THD) < 3% Eficiencia pico 99% Eficiencia promedio mayor o igual a 98.5% (Eficiencia CEC) 3 canales MPPT o más Smart-grid ready con los siguietnes modos disponibles L/HVRT, L/HFRT, Soft Start, Volt-Var, Frequency-Watt y Volt-Watt. Caja de conexión H4 integrada para 15 strings o más incorporada con fusibles integrados Certificaciones mínimas del inversor UL 1741:2010, UL 1699B, CSA-C22.2 #107.1-01, IEEE1547; FCC PART15 Encerramiento NEMA 4X Detección de arco eléctrico (arc-fault).


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Protección contra sobre tensiones en DC y AC integradas. Angulo de montaje 0-90º Desconectador DC/AC integrado. Ruido del equipo <55dBA a 1 m. Temperatura ambiente de operación hasta 60ºC. Temperatura de almacenamiento hasta 70ºC. Datalogger de información eléctrica integrado. Interfáz de comunicaciones Modbus RS485 integrada. Disponibilidad para monitoreo remoto en la nube. Garantía mínima de fábrica de 15 años aplicable sobre territorio colombiano. El inversor deberá satisfacer los requerimientos exigidos en la Especificación CFE G0100-04 contemplada en los Requisitos Técnicos para la interconexión entre una fuente de energía distribuida en pequeña o mediana escala y un sistema de red de distribución. El proponente dentro del proyecto deberá suministrar el certificado de conformidad emitido por un Organismo Nacional de Certificación acreditado. En caso de no existir infraestructura de certificación en el país, el inversor debe estar certificado por un organismo NCB (National Certification Body), miembro de IECEE, CB Scheme, así como el informe de pruebas emitido por un laboratorio (CBTL Certification Body Testing Laboratory) que sea acreditado bajo ISO/IEC 17025. El inversor deberá tener una placa de identificación que incluya información de la marca, modelo, especificaciones, fabricante o importador responsable. Tener la capacidad para el manejo de energía de acuerdo al diseño del sistema fotovoltaico. La potencia de salida del inversor no debe ser menor a la potencia de operación del arreglo FV (potencia generada cuando los módulos están calientes). El proveedor del equipo debe garantizar que la tensión eléctrica en el punto de máxima potencia de la Fuente de Energía FV, a cualquier temperatura ambiente, debe ajustarse al intervalo de tensión eléctrica de operación del inversor. Debe contar con un gabinete con grado de protección IP54 si su uso es en interiores o IP65 o superior si es para uso en intemperie. 1.1.4.3.

Estructura de soporte

Será responsabilidad del proveedor que la estructura y la cimentación para el SFV (Sistema Fotovoltaico) sean diseñadas y construidas con materiales apropiados para evitar que, bajo condiciones de trabajo, presenten SUMINISTRO E INSTLACIÓN DE SISTEMA DE GENERACIÓN DE ENERGIA RENOVABLE A TRAVES DE PANELES SOLARES PARA EL EDIFICIO DE LA GERENCIA TECNICA DE AGUAS DE CARTAGENA S.A E.S.P.”

corrosión, deformaciones mecánicas, hundimientos, fallas de cimentación y problemas relacionados con la aerodinámica del arreglo. Se requiere que la estructura y cimentación tengan una vida útil de 25 años como mínimo. La estructura debe cumplir con lo siguiente: a) Fija a la estructura existente, previa revisión por parte del contratista. b) El contratista deberá calcular en su diseño el ángulo de inclinación ideal para la ubicación de los paneles. Si por condiciones del sitio de instalación no se puede cumplir lo anterior, el proveedor debe entregar una memoria de cálculo del perfil mensual de generación de la energía durante un año. c) El soporte deberá ser de aluminio anodizado de alta resistencia, considerando el grado de contaminación salina. e) Puede contar con un sistema de ajuste ±15° de acuerdo a la latitud del lugar. La inclinación del SFV debe ser igual a la Latitud del lugar ±5° que es considerado el ángulo de diseño que maximiza la energía producida al año. En caso contrario, el proveedor debe justificar el ángulo seleccionado y entregar una memoria de cálculo del perfil mensual de generación de la energía durante un año. La estructura se instalará sobre techo en lámina de eternit como se muestra en la ilustración 2. Para el caso de Acuacar, en donde el techo de la edificación es en eternit, el proponente debe seleccionar el mejor sistema mecánico que permita sujetar firmemente los perfiles del soporte a la estructura de la edificación correspondiente. La estructura debe de estar diseñada para soportar bajo condiciones de trabajo, corrosión, deformaciones mecánicas tanto estáticas como dinámicas con un anclaje que soporte cargas de viento de acuerdo a las características climatológicas del sitio de instalación, la máxima velocidad del viento en la zona es de 100 Km/h


Ilustración 2: Techo inclinado en teja de eternit No 6 El proponente debe garantizar que la estructura de soporte seleccionada sea la indicada para minimizar el peso del sistema sobre el techo y para soportar las cargas de viento máximo en la región que es de 100 Km/h. En la ilustración 3 se muestra el soporte del eternit por su parte interna.

lustración 3: Soporte tejado parte interna El diseño de la estructura debe tener en cuenta mejores prácticas que faciliten labores de operación y mantenimiento del sistema, como, por ejemplo, separación entre tejado y paneles solares, separación entre paneles adyacentes, etc.


Los rieles y partes de aluminio para el montaje de paneles solares sobre tejado inclinado que incluya anclajes hacia la estructura del techo, deberá contemplar, como mínimo pinzas intermedias a tierra y pinzas laterales. Toda tornillería, tuercas y arandelas, deberá ser tropicalizadas. La garantía mínima será de 25 años sobre todas las partes de aluminio. 1.1.4.4.

Cables para conexionado

El cableado debe realizarse de acuerdo a lo especificado en la Norma Internacional IEC 60364-4-41, IEC 60364-7-712 y cumplir con lo requerido en el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas y la norma 2050 colombianas. Todo cable que se use en la instalación fotovoltaica debe ser de cobre, formado por alambres de cobre temple suave trenzados Clase B, con 7 alambres trenzados por conductor para cables calibre AWG No18 al No2, con 19 alambres trenzados por conductor para cables calibre AWG No1 al No 4/0, y con 37 alambres trenzados por conductor para cables calibre No 250 MCM al No 1000 MCM. El cable conductor debe tener aislante certificado para 600V o superior y contar con certificación vigente por un ente acreditado en Colombia. Todo cable conductor expuesto a la intemperie, debe estar certificado para ser expuesto a la radiación solar (resistentes a la luz solar como del tipo USE, UF, TWD-UV, grado solar o equivalente). El cable conductor para los circuitos de la fuente fotovoltaica como de salida fotovoltaica en corriente directa preferentemente debe tener doble aislamiento para garantizar un aislamiento Clase II. (Vulcanel EP antillama Tipo RHH ò RHW-2; Vinanel THHN, THWN-2). No se acepta cable duro en los circuitos del sistema fotovoltaico para el caso de estructuras para el SFV sin seguimiento solar o fijo. En los circuitos de la fuente y de salida fotovoltaica la capacidad de corriente de los conductores debe seleccionarse con un valor de 1.56 veces la corriente de corto circuito, Isc, del módulo, panel o arreglo fotovoltaico. En el circuito de salida del inversor, la capacidad de conducción de los conductores debe seleccionarse con un valor de 1.25 veces la corriente a la potencia nominal del inversor. Todo cable conductor que no sea para intemperie y que no sea resistente a la luz solar debe estar contenido en tubería conduit adecuada al tipo de instalación (interior o exterior) y a las condiciones ambientales. Puede ser del tipo flexible de aluminio con recubrimiento de PVC para intemperie del conocido como liquid tight (para SUMINISTRO E INSTLACIÓN DE SISTEMA DE GENERACIÓN DE ENERGIA RENOVABLE A TRAVES DE PANELES SOLARES PARA EL EDIFICIO DE LA GERENCIA TECNICA DE AGUAS DE CARTAGENA S.A E.S.P.”

longitudes máximas de 3 m) o rígida de PVC ó metálica galvanizada para más de 3 m. El tipo de cable conductor para el cableado en general, no expuesto a la intemperie, debe ser seleccionado con aislante a 90°C, por ejemplo, del tipoTHW-2, THWN-2, THHW-LS o equivalente. Para temperaturas ambiente que excedan de 30 C, la capacidad de conducción de corriente debe corregirse, reduciendo su valor, con los factores dados por norma 2050. El calibre de los conductores del circuito de la fuente fotovoltaica a la caja de combinación debe ser seleccionado para evitar una caída de tensión no mayor al 1%. El calibre de los conductores del circuito de salida fotovoltaico hacia el inversor debe ser seleccionado para evitar una caída de tensión no mayor al 1%. El calibre de los conductores del circuito de salida del inversor hacia el tablero de distribución debe ser seleccionado con una caída de tensión no mayor al 2%. 1.1.4.5.

Protección contra fallas a tierra

El proponente deberá contemplar dentro del proyecto, el diseño y construcción de un sistema de protección contra falla a tierra para el SFV, el cual deberá contar con un Sistema de detección de Fallas a Tierra (SDFT), el cual consta de un sensor de corriente, un sistema de detección con indicador del tipo de falla y un contactor o interruptor automático. El sensor de corriente debe instalarse entre la salida del arreglo FV y el punto de conexión a tierra para un arreglo FV aterrizado mientras que el contactor o interruptor debe instalarse entre el arreglo FV y el inversor. 1.1.4.6.

Protección contra corrientes de retorno

En contratista deberá considerar dentro de su propuesta, un dispositivo protector contra corrientes de retorno en cada panel o cadena o rama que pueden provenir del punto de conexión en paralelo hacia módulos sombreados o fallas a tierra en un panel. El dispositivo protector contra corrientes de retorno puede ser un fusible o un interruptor termomagnético bidireccional, o una combinación de ambos. Se puede usar un diodo de silicio que bloque las corrientes de retorno, por lo que se le conoce como Diodo de Bloqueo. Aunque realmente no son dispositivos de sobrecorriente, el dispositivo protector contra corrientes de retorno debe instalarse en el circuito de salida de cada módulo o panel fotovoltaico conectado en paralelo.


La capacidad de conducción del dispositivo contra corrientes de retorno debe seleccionarse tal que su corriente nominal sea igual al valor estipulado por el fabricante del módulo fotovoltaico, en la etiqueta de identificación, como fuse rating; y en caso de que no lo indique, o bien que se tengan varios subarreglos conectados en paralelo, mayor que 1.5 pero menor que 2.4 veces la corriente de corto circuito bajo STC del módulo, o cadena o panel o arreglo FV que está protegiendo, a una tensión de 1.25 veces la tensión eléctrica a circuito abierto del mismo. Los diodos de bloqueo no son elementos de protección contra corrientes de retorno. Si se usan diodos de bloqueo, estos deben seleccionarse tal que su corriente nominal sea 1.4 veces la corriente de corto circuito del módulo, cadena, o panel o arreglo FV, con una tensión de 2 (dos) veces el voltaje a circuito abierto del módulo, cadena, panel o arreglo FV a la temperatura ambiente mínima esperada. 1.1.4.7.

Malla de tierra

El Sistema Solar fotovoltaico debe contar con un Sistema de Tierra con una resistencia no mayor a 10 ohmios. El proponente tiene la responsabilidad de entregar un sistema de tierra con la resistencia solicitada la cual debe ser verificada con un instrumento de medida para resistencia del sistema de tierra física (telurómetro). El Sistema de Tierra puede componerse de uno o varios electrodos de puesta a tierra y conductores de puesta a tierra. Este número dependerá del diseño desarrollado por el proponente para tal fin. Toda fuente de energía fotovoltaica de más de 50 volts de dos conductores (positivo y negativo), debe tener un conductor puesto a tierra sólidamente; o en sistemas de tres conductores (positivo, negativo y neutro), el neutro debe estar puesto a tierra sólidamente. Todas las partes metálicas del sistema fotovoltaico como son el marco de cada SFV, la estructura, las envolventes de los equipos (controlador y/o inversor), cajas de conexión o de paso, deben colocarse a tierra mediante un conductor de puesta a tierra sin importar la tensión eléctrica. El marco metálico de cada uno de los módulos del arreglo fotovoltaico debe conectarse a tierra con un conductor continuo, es decir, sin empalmes. El conductor de puesta a tierra para los marcos de módulos debe ser conectado en cada uno de ellos con un terminal tipo compresión de cobre estañado. Dicha zapata debe sujetarse al marco metálico con un tornillo de acero


inoxidable tipo pija o tornillo con tuerca mecánico con arandela de presión y de “estrella”, todo el conjunto en acero inoxidable. La unión mecánica entre el marco del módulo y el terminal, así como la conexión del conductor de puesta a tierra y el terminal deben protegerse con un líquido retardador de corrosión galvánica. El cable de puesta a tierra del marco de módulos debe llegar y conectarse en la barra o bus de tierra local o general, según sea el caso. Las partes metálicas que compongan a la estructura de soporte deben tener un conductor de puesta a tierra. 1.1.4.8.

Electrodos de puesta a tierra

Los electrodos de puesta a tierra serán en varilla de cobre 100% tipo Copper Weld de 5/8” de diámetro y 2.4 m de longitud enterrada de manera vertical por lo menos 2.4 m, si no se puede enterrar por ser el terreno material rocoso, se debe clavar a un ángulo oblicuo que no forme más de 45° con la vertical; o bien. 1.1.4.9.

Conductores de puesta a tierra

Los materiales de los conductores de puesta a tierra serán de Cobre blando y debe ser de un solo tramo continuo, sin empalmes ni uniones. Si el conductor de puesta a tierra está forrado, el color del forro de aislamiento debe ser verde, o verde con franjas amarillas. En circuitos de corriente directa, el calibre del conductor de puesta a tierra no debe ser inferior al calibre del conductor que tiene la mayor capacidad de conducción (cable más grueso) En ningún caso menor a 8.37 mm2 de sección transversal (calibre 6 AWG) para conductores de cobre. Para el caso de los equipos, el tamaño nominal de los conductores de puesta a tierra de equipo, de cobre o aluminio, no debe ser inferior al calibre No 2 AWG. 1.1.4.10. Accesorios para la instalación eléctrica El material aislante de los artefactos eléctricos como el de los interruptores o desconectores, dispositivos de seguridad, porta fusibles, terminales de conexión, bus de conexión, accesorios metálicos, etc., que se usen para facilitar el cableado y/o conexiones eléctricas, debe ser de un material con aislamiento certificado para una tensión nominal de 600 V o superior y diseñados para una temperatura de trabajo de 75°C o mayor. Todos los accesorios como conectores, terminales, etc., deben satisfacer el aislamiento a la temperatura de operación considerada, tolerancia a la


corriente de falla en el método de cableado empleado y ser resistentes a los efectos del ambiente. Las cajas de conexión que se usen para contener empalmes de cables deben estar certificadas para sus usos requeridos (interiores o exteriores, según el caso). Si son para exteriores, las cajas deben ser del tipo IP65 o superior. Los terminales ponchables o terminales de ojo que se usen para la conexión de cables en terminales deben ser de cobre estañado y estar certificadas para la capacidad de conducción de corriente del circuito al que pertenezcan. 1.1.4.11. Sistema de medición de energía El SFV debe tener por lo menos dos sistemas de medición de energía (wattorímetro) para monitorear la energía producida y/o consumida por el edificio El contratista deberá considerar en su propuesta un medidor de energía para registrar estos consumos, este equipo debe ser electrónico, con display visible. Tener la capacidad para el manejo de energía de acuerdo al diseño del sistema fotovoltaico, ser compatible con la corriente y tensión eléctrica del arreglo fotovoltaico. 1.1.4.12. Protección contra descargas atmosféricas El circuito de salida del SFV debe contemplar un dispositivo de protección contra descargas atmosféricas. La protección contra descargas atmosféricas debe estar ubicada físicamente en la caja que contiene al medio de desconexión del circuito de salida fotovoltaica, es decir, en la Caja de Desconexión. El dispositivo de protección contra descargas atmosféricas debe instalarse antes del medio de desconexión principal del circuito de salida fotovoltaico. Si ninguno de los conductores de electricidad del SFV del circuito de salida está aterrizado, ambos conductores deben tener un dispositivo de protección contra descargas atmosféricas. Si uno de los conductores de electricidad esta puesto a tierra en la terminal de puesta a tierra de la caja de desconexión, el otro conductor debe tener un dispositivo de protección contra descargas atmosféricas. En caso contrario, ambos deben tener el dispositivo de protección contra descargas atmosféricas. El dispositivo contra descargas atmosféricas debe seleccionarse de tal forma que actúe a una tensión eléctrica mayor que 1.25 la tensión eléctrica a circuito abierto de la fuente fotovoltaica bajo condiciones de temperatura ambiente local. SUMINISTRO E INSTLACIÓN DE SISTEMA DE GENERACIÓN DE ENERGIA RENOVABLE A TRAVES DE PANELES SOLARES PARA EL EDIFICIO DE LA GERENCIA TECNICA DE AGUAS DE CARTAGENA S.A E.S.P.”

1.1.4.13. Diagrama esquemático de consumo


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