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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA

PROYECTO FINAL DE CARRERA

AMPLIACIÓN DE PLANTA SOLAR

FOTOVOLTAICA EN EL APARCAMIENTO DE AUTOBUSES DE UNA EMPRESA DE

TRANSPORTE PÚBLICO URBANO

ANEJOS A LA MEMORIA

ALUMNA: Aída López Rubio

TUTOR: Fernando Delgado Ruiz

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE LA CONSTRUCCIÓN Y PROYECTOS DE INGENIERÍA

Ampliación de planta solar fotovoltaica en el aparcamiento de

autobuses de una empresa de transporte público urbano

Autora: Aída López Rubio Tutor: Fernando Delgado Ruiz

ANEJOS A LA MEMORIA Página 2 de 107

ÍNDICE

ANEJO 1. CÁLCULOS DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA ....................................... 6

CAPÍTULO 1. DISEÑO Y CÁLCULO DE LA LÍNEA ELÉCTRICA DE BAJA TENSIÓN

..................................................................................................................................... 7

1.1 FÓRMULAS GENERALES ................................................................................. 7

1.1.1 Intensidades..................................................................................................... 7

1.1.2 Sección ........................................................................................................... 8

1.1.3 Caída de tensión ............................................................................................. 9

1.1.4 Intensidades de cortocircuito ......................................................................... 10

1.2 POTENCIA GENERADA POR LA AMPLIACIÓN DE LA INSTALACIÓN ........ 12

1.3 CÁLCULO DE LA LÍNEA MEDIANTE CRITERIO TÉRMICO ........................... 13

1.3.1 Línea de corriente continua ............................................................................ 13

Conexión panel-panel .......................................................................................... 13

Conexión paneles-inversor .................................................................................. 14

1.2.2 Línea de corriente alterna .............................................................................. 14

1.3.3 Resumen de los conductores seleccionados.................................................. 16

1.4 CÁLCULO DE LA LÍNEA MEDIANTE CRITERIO DE CAÍDA DE TENSIÓN ... 16

1.4.1 Línea de corriente continua ............................................................................ 17

1.4.2 Línea de corriente alterna .............................................................................. 17

CAPÍTULO 2. DISEÑO Y CÁLCULO DE LAS PROTECCIONES .............................. 19

2.1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 19

2.2 PROTECCIONES MEDIANTE FUSIBLES ...................................................... 19

2.3 PROTECCIONES MEDIANTE INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS ............... 22

2.3.1 Interruptores automáticos de CC .................................................................... 22

2.3.2 Interruptores automáticos de CA .................................................................... 22

2.4 PROTECCIONES MEDIANTE INTERRUPTORES DIFERENCIALES ............. 24

2.5 INTERRUPTORES SECCIONADORES ........................................................... 24

CAPÍTULO 3. DISEÑO Y CÁLCULO DE LA PUESTA A TIERRA ............................. 25

3.1 CÁLCULO DE LA RESISTENCIA DEL TERRENO .......................................... 25

3.2 CONFIGURACIÓN DE LA LÍNEA DE TIERRA ................................................ 26

3.2.1 Resistencia de la toma de tierra ..................................................................... 26





3.2.2 Conductores de tierra ..................................................................................... 26

3.3.3 Conductores de protección ............................................................................ 27

3.3.4 Independencia de la tierra con el Centro de Transformación ......................... 27

CAPÍTULO 4. DISEÑO DE LA PUESTA A TIERRA DEL CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN ................................................................................................. 28

4.1 TIERRA DE PROTECCIÓN .............................................................................. 28

4.2 TIERRA DE SERVICIO ..................................................................................... 29

4.3 CÁLCULO DE LAS TENSIONES MÁXIMAS ADMISIBLES ............................. 30

4.3.1 Tensión máxima aplicable al cuerpo humano................................................. 30

4.3.2 Tensión máxima de paso en el exterior .......................................................... 30

4.3.3 Tensión máxima de paso en el acceso .......................................................... 31

4.3.4 Tensión máxima de contacto ......................................................................... 31

4.4 CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS DE LOS SISTEMAS DE TIERRAS ......... 32

4.4.1 Cálculo de la resistencia de tierra .................................................................. 32

4.4.2 Cálculo de la máxima intensidad de defecto a tierra ...................................... 32

4.4.3 Cálculo de la máxima tensión de contacto prevista ........................................ 33

4.4.4 Cálculo de la máxima tensión de paso prevista .............................................. 33

4.4.5 Comprobación de las tomas de tierra diseñadas ............................................ 33

ANEJO 2. DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LOS EQUIPOS INSTALADOS ........... 34

2.1 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LOS PANELES FOTOVOLTAICOS .......... 35

2.2 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LOS INVERSORES ................................... 36

2.3 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LOS CONDUCTORES ESPECIALES DE

FOTOVOLTAICA ....................................................................................................... 38

2.4 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LOS INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS

DE CA ........................................................................................................................ 41

2.5 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LOS INTERRUPTORES DIFERENCIALES

................................................................................................................................... 43

2.6 DOCUMENTACIÓN DE LOS INTERRUPTORES-SECCIONADORES ............ 44

2.7 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LOS TRANSFORMADORES .................... 45

2.8 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LAS CELDAS DE MT ................................ 49

2.9 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DEL CONTADOR ............................................ 56

2.10 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LAS CASETAS PREFABRICADAS ........ 61

ANEJO 3. INFORME GEOTÉCNICO FACILITADO POR TUSSAM .......................... 64

3.1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 65





3.2 SITUACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL SOLAR ........................................... 65

3.3 TRABAJOS REALIZADOS .............................................................................. 66

3.3.1 Trabajos realizados de campo ....................................................................... 66

Ensayos de penetración dinámica tipo Borros ..................................................... 66

Sondeos rotatorios ............................................................................................... 67

Nivel freático ........................................................................................................ 68

Toma de muestras inalteradas ............................................................................. 68

Ensayos de penetración estándar (SPT) ............................................................. 69

3.3.2 Ensayos de laboratorio .................................................................................. 71

3.4 RIESGOS SÍSMICOS ....................................................................................... 71

3.5 RESULTADOS Y CONCLUSIONES ................................................................ 74

3.5.1 Niveles estratigráficos .................................................................................... 74

3.5.2 Agresividad química del subsuelo y agua freática .......................................... 80

3.5.3 Expansividad del terreno ................................................................................ 82

3.5.4 Tensión admisible y tipo de cimentación ........................................................ 83

3.6 OBSERVACIONES GENERALES .................................................................... 86

ANEJO 4. ESTUDIO IMPLANTACIÓN DE MARQUESINA PARA COLOCACIÓN DE

PANELES SOLARES FOTOVOLTAICOS EN ESTACIÓN DE AUTOBUSES DE

TUSSAM (SEVILLA) .................................................................................................. 87

4.1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 88

4.2 DESCRIPCIÓN DE LA SOLUCIÓN ADOPTADA ............................................. 88

4.2.1 Implantación................................................................................................... 88

4.2.2 Marquesinas .................................................................................................. 89

4.2.3 Imágenes 3D .................................................................................................. 90

4.3 CÁLCULO DE ESTRUCTURAS ....................................................................... 91

4.3.1 Materiales ...................................................................................................... 91

Hormigones ......................................................................................................... 91

Aceros ................................................................................................................. 91

4.3.2 Coeficientes de seguridad .............................................................................. 92

4.3.3 Bases de cálculo y dimensionamiento............................................................ 93

Acciones .............................................................................................................. 93

Condiciones de servicio para el hormigón armado ............................................... 93

Tensión admisible del terreno .............................................................................. 93





ANEJO 5. INFORME DE ILUMINACIÓN FACILITADO POR TUSSAM ..................... 96

5.1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 97

5.2 PROYECTO ...................................................................................................... 98





ANEJO 1. CÁLCULOS DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA





CAPÍTULO 1. DISEÑO Y CÁLCULO DE LA LÍNEA ELÉCTRICA DE BAJA TENSIÓN

La línea eléctrica de baja tensión (entendiéndose por baja tensión aquella cuya tensión nominal es <1000V en CA y <1500V en CC) comprende a la línea que va desde el generador fotovoltaico (paneles solares fotovoltaicos) hasta el transformador. Dentro de esta línea eléctrica se distinguen dos tramos claramente diferenciados. Un primer tramo en CC, que comprende desde el generador solar fotovoltaico hasta el inversor, y un segundo tramo en CA, que va desde la salida del inversor hasta el primario del transformador. Los conductores utilizados en la instalación serán de cobre, con recubrimiento XLPE (polietileno reticulado) (0,6/1 kV) por ser más apropiado para instalaciones a la intemperie, además serán conductores especiales para instalaciones fotovoltaicas, debido a las extremas condiciones que han de soportar. Para el dimensionado de las secciones se tendrá en cuenta la ITC-BT-06 (redes aéreas para distribución en Baja Tensión), la ITCBT-40 (instalaciones generadoras de baja tensión), la ITCBT-07 (redes subterráneas para distribución en Baja tensión) y la norma UNE 20460-5-523:2004 (Instalaciones eléctricas de edificios. Parte 5: Selección e instalación de materiales eléctricos. Capítulo 52: Canalizaciones. Sección 523: Corrientes admisibles).

1.1 FÓRMULAS GENERALES

1.1.1 Intensidades

Calcularemos las intensidades utilizando las siguientes expresiones:

Distribución monofásica:

Siendo:

P = potencia (W)

V = tensión (V)

I = intensidad de corriente (A)

cos = factor de potencia





Distribución trifásica:

Siendo:

V = tensión entre hilos activos (V)

1.1.2 Sección

Para determinar la sección de los cables utilizaremos dos métodos distintos:

1) Calentamiento

2) Limitación de la caída de tensión en cada tramo

Adoptaremos la sección nominal más desfavorable de las dos resultantes.

Para calcular la sección mínima que garantiza una caída de tensión límite previamente establecida podemos aplicar las formulas simplificadas siguientes:

Distribución monofásica:

Distribución trifásica:

Siendo:

S= Sección calculada según criterio de caída de tensión admisible (mm2 ) c= Incremento de la resistencia en alterna (podemos tomar c=1,02)

= Resistividad del conductor a temperatura máxima prevista para el conductor (Ω*mm2/m).

L =longitud del tramo (m) P = potencia activa prevista para la línea (W)

= caída de tensión máxima admisible en líneas trifásicas =caída de tensión máxima admisible en líneas monofásicas UI = tensión nominal de la línea (230 V en monofásico y 400 V en trifásico) Los límites de caída de tensión vienen detallados e las ITC-BT-14, ITC-BT-15 e ITC-

BT-19, y para nuestro caso son =6 V y =3,45 V.





1.1.3 Caída de tensión La caída de tensión en la línea monofásica de CC se calcula mediante la siguiente expresión:

Siendo:

= caída de tensión (V)

S = sección del cable (mm2)

ρ = Resistividad del conductor (Ω·mm2/m), para el cobre vale 1/54 Ω·mm2/m.

L = longitud del tramo (m)

I= intensidad que circula por el conductor (A)

Mientras que para la línea trifásica en CA, la expresión utilizada es:

Para el caso en el que haya tener en cuenta la reactancia de la línea, se usará la siguiente expresión para el cálculo de caída de tensión:

Siendo: R= resistencia del conductor (Ω/km) X= reactancia del conductor (Ω/km)

cos = factor de potencia (valor 0,95 ante posibles pérdidas) La resistividad del conductor viene dada a una temperatura de 20ºC, para conocer el valor de ésta a otra temperatura, se aplicará la expresión:

Donde α vale 1/254,5 ºC-1 para el cobre. La temperatura que alcanza el conductor se estima a partir de la siguiente expresión:





Siendo la máxima temperatura que alcanza el conductor para la

intensidad de diseño, en el caso de conductores de cobre con recubrimiento XLPE la temperatura es de 90ºC. FS es el factor de seguridad obtenido del cociente entre la intensidad de diseño y la intensidad nominal. Las tensiones e intensidades de cálculo serán las intensidades nominales en el punto de máxima potencia, a la máxima temperatura alcanzable por el panel, por ser estos los valores más desfavorables.

1.1.4 Intensidades de cortocircuito

Las intensidades de cortocircuito en cada punto de la instalación se determinan

por cálculo empleando el siguiente método:

1) Se realiza la suma de resistencias y reactancias situados aguas arriba del

punto considerado

Rt = R1 + R2 + R3 +....

Xt = X1 + X2 + X3 +...

2) Se calcula la intensidad de cortocircuito mediante la siguiente fórmula:

Siendo:

U0 = tensión entre fases del transformador en vacío, lado secundario o baja

tensión, expresado en voltios.

Rt y Xt = resistencia y reactancia total expresada en mili ohmios (mΩ)

Para determinar la resistencias y reactancias en cada parte de la instalación

usaremos la siguiente tabla:





Siendo:

Pcc = potencia de cortocircuito de la red de distribución (MVA), data proporcionado por

la compañía distribuidora

Wc = pérdidas en el cobre del transformador

S = potencia aparente del transformador (KVA)

Ucc = tensión de cortocircuito del transformador (V)

L = longitud del cable (m)

S = sección del cable (mm2)

ρ = resistividad





1.2 POTENCIA GENERADA POR LA AMPLIACIÓN DE LA

INSTALACIÓN

Consideramos la potencia generada como la suma de todas las potencias

nominales de los generados fotovoltaicos ampliados en la instalación.

Según desglose detallado asciende a 900 KW, lo que supone un ampliación del

50 % de la potencia actualmente instalada en la parcela.

CONFIGURACIÓN DE LA ZONA 1

Número de marquesinas 12

Número total de módulos 672

Potencia pico del módulo 625 Wp

Potencia total pico generada 420 KWp

Potencia nominal 400 KW


Número de marquesinas 6






Número de marquesinas 9+3





Potencia total generada 900 KW





1.3 CÁLCULO DE LA LÍNEA MEDIANTE CRITERIO TÉRMICO

Este criterio limita la intensidad máxima admisible por el cable. Los cables de

conexión estarán dimensionados para intensidad de 125 %de la máxima intensidad de

la línea, tal y como se establece en el artículo citado.

1.3.1 Línea de corriente continua La generación de energía se realiza en unas condiciones de tensión e intensidad que varían según las condiciones de Irradiancia (I) y de la temperatura de operación (t). Así pues, para el cálculo de la sección de los cables por este criterio se tendrá en cuenta la situación más desfavorable, que corresponde a la situación en la que la tensión de salida del panel solar es casi nula, alcanzándose el valor de Isc (intensidad de cortocircuito) Este valor se calcula usando el coeficiente de corrección por temperatura que nos da el fabricante en la ficha técnica del panel.

A partir de este valor obtendremos el resto de valores.

Conexión panel-panel

La conexión entre los paneles se hará mediante las cajas de empalme que vienen incorporadas en los mismos. Por lo que los cables para unir los paneles no serán objeto de estudio. Para la agrupación de los paneles se opta por mantener el mismo esquema de la instalación ya existente siendo ésta la que se detalla a continuación: Las 8 filas de paneles se conectan en paralelo a la caja de conexión de la que saldrá un solo cable que irá hasta el inversor.





Conexión paneles-inversor

El cable de conexión al inversor irá sobre bandeja (equivalente al método F de la tabla 52-B1) hasta llegar a los postes situados al lado del armario de los inversores por donde bajarán hasta conectarse con el inversor. Como cada armario consta de tres inversores, cada cable procedente de una marquesina bajará por un tubo independiente hasta el inversor que le corresponda. La intensidad de diseño para cada marquesina será: 1,25* *número de filas en paralelo =86,5 A El factor de reducción por agrupación de circuitos vale, según la tabla 52-E1 (instalaciones en bandejas perforadas), 0,82. El factor de reducción por temperatura (tomando un valor de 45ºC) vale, según la tabla 52-D1 (aislamiento XLPE), 0,87.

El producto de coeficientes de reducción vale: 0,87·0,82= 0,7134. De la tabla 52-C11 (columna 6) vemos que un cable con una sección de 25 mm2 soporta hasta una intensidad Iz de 141 A (100,59 A una vez aplicados los coeficientes de reducción). Aunque para esta sección se cumple la intensidad de diseño, se elegirán conductores de una sección de 35 mm2 (Iz de 176 A, 156,56 A corregida) ya que no supone un gran aumento de precio y garantizará una mayor vida útil de la instalación. Este criterio se utilizará para las tres zonas en cuestión, ya que se ha diseñado para la situación más desfavorable que es cuando tres cables procedentes de tres marquesinas coinciden en la bandeja para llegar al armario inversor que les corresponde.

1.2.2 Línea de corriente alterna Comprende desde la salida del inversor hasta la conexión al transformador. A la salida del inversor, la línea ha de ser trifásica, según la normativa vigente (Según el RD 1663/2000 _instalaciones con potencia superior a 5 kW). Para cada zona ampliada la línea de corriente alterna se ejecutará de acuerdo a las limitaciones que tenga cada una de ellas. Todas las instalaciones de corriente alterna se ejecutarán enterradas y según planos. El método utilizado en las tres zonas será el equivalente al método D de la tabla 52-B1 (cable multiconductor en conducto enterrado).





La intensidad nominal del inversor, según la ficha técnica del mismo es de 95

A. Por lo que la intensidad de diseño será: 1,25* =118,75 A. Suponiendo la temperatura del terreno de 25ºC, los factores de reducción a tener en cuenta son los siguientes: Factor de corrección para terrenos con resistividad térmica distinta de 2,5 K*m/W, siendo la de nuestro terreno de 1,5 K*m/W, vale 1,1 según la tabla 52-D3. Además, para cada zona, usando siempre el caso más desfavorable para cada una de ellas, tenemos los siguientes factores de corrección por agrupación de circuitos:

ZONA 1: tendrá un total de 4 armarios, lo que supone un total de 12 inversores. Como de cada inversor proviene un cable trifásico, tendremos en total 12 cables trifásicos que se conducirán enterrados hasta el Centro de Transformación. Serán entonces 12 circuitos entubados agrupados con distancia nula entre ellos, lo que nos da un factor de corrección de 0,47 según ITC-BT-07 tabla 8.

ZONA 2: existirán 2 armarios, lo que nos da un total de 6 inversores, lo que supondrá 6 cables trifásicos salientes de esta zona. Estos 6 circuitos entubados nos darán un factor de agrupamiento de 0,56.

ZONA 3: en esta zona, aunque es similar en cuanto a distribución a la zona 1, tendremos sólo 9 cables trifásicos, pues recordemos que tres marquesinas no tendrán instalados paneles solares. El factor de corrección es el 0,5.

Tendremos entonces un producto de corrección igual a 0,517 para las zonas 1 y 3 y de 0,616 para el caso de la zona 2. De la tabla 52-C4 (columna 7) vemos que para un cable de 95 mm2 Iz es 211 A (129,98 A una vez modificada con el producto de corrección más desfavorable), lo cual cumple el criterio térmico. Sin embargo, para mayor seguridad de la instalación y mayor vida útil, diseñaremos dicha instalación con cables de 120 mm2 de sección, lo que nos da una Iz de 240 A (147,84 A corregida). Usaremos para todas las zonas el mismo tipo de cables aunque el diseño se haya realizado con el producto de corrección de la zona 2, por ser éste el más desfavorable.





1.3.3 Resumen de los conductores seleccionados La siguiente tabla resume los conductores que se han decidido colocar en la instalación solar (tramo de baja tensión), según el criterio térmico, que es el que hasta ahora se ha desarrollado.

Tramo Sección(mm2) Id máx diseño (A) Iz del conductor

(A) Factor de seguridad

Paneles-inversor 35 86,5 156,56 1,8

Inversor-CT 120 118,75 147,84 1,25

1.4 CÁLCULO DE LA LÍNEA MEDIANTE CRITERIO DE CAÍDA DE

TENSIÓN La ITC-BT-40 (Instalaciones Generadoras en Baja Tensión) establece que la máxima caída de tensión nominal desde el generador hasta el punto de conexión a Red ha de ser inferior al 1,5% de la tensión nominal de la línea. Para el cálculo de este apartado usaremos las fórmulas citadas al comienzo de esta memoria. NOTA: La reactancia de la línea de baja tensión no va a ser tenida en cuenta en los cálculos de caídas de tensión para el tramo de los paneles al inversor, ya que según diversa bibliografía consultada, para secciones de conductores inferiores a 120 mm2 se puede despreciar el valor de esta. Para los demás casos en el que la longitud es considerable y además estamos en trifásica, será necesario considerar la reactancia de la misma.

Figura 1.4.1 Valores aproximados de la reactancia inductiva





1.4.1 Línea de corriente continua

Como por cada tres marquesinas existe un armario que contiene a los tres

inversores, consideraremos para el cálculo de este apartado, el cable procedente de la

marquesina más alejada al armario en cuestión. Usaremos como base de cálculo la

tercera marquesina de la zona 1 que está conectada al armario 1. La longitud de este

tramo es de 35 m aproximadamente.

Para el resto de armarios y zonas el cálculo será el mismo al existir la misma

distribución.

Podemos consultar dichas conexiones en el plano 03 del presente proyecto.

1.4.2 Línea de corriente alterna

Las longitudes más desfavorables de los conductores se pueden obtener a

partir del plano de obra civil. Los tramos más desfavorables que se han considerado a efectos de cálculo son:

ZONA 1: se tomará como conductor representativo uno de los tres procedentes

del armario situado más al oeste, por ser el más alejado al CT, (armario 1 del

plano de situación de los armarios inversores). La longitud del tramo desde

esta zona hasta el CT es de 480 m aproximadamente.

ZONA 2: para esta zona tenemos los dos armarios situados a ambos lados de

la zanja por donde pasa el cableado. La diferencia de longitudes hasta el

centro de transformación entre uno y otro es mínima por lo que tomamos para

el cálculo uno de los cables procedentes del armario 6. La longitud de este

tramo es de 210 m aproximadamente.

ZONA 3: tomamos el mismo criterio que para la zona 1, tomando como

referencia el armario 7. El tramo en cuestión es de 290 m aproximadamente.

Esta parte de la instalación será trifásica al ser corriente alterna, lo que significa

que por cada cable mencionado, se tendrán en cuenta tres conductores más el neutro.

Para cada tramo considerado, sabiendo la longitud de los conductores, se obtiene la caída de tensión de cada tramo, en valor absoluto y en %, para una sección de conductor considerada, así como las pérdidas en términos de potencia debido al efecto Joule (W/m), este último dato servirá para estimar el rendimiento global de la instalación solar fotovoltaica. Se adjuntan varias tablas de los cálculos realizados y las secciones finalmente adoptadas una vez cumplido el criterio de este apartado.





Tramo considerado Potencia activa (W) Sección calculada Sección propuesta

Paneles-inversor 625 1,226125971 35

Inversor-CT (ZONA 1)(línea CA) 35000 272,6881854 300

Inversor-CT (ZONA 2)(linea CA) 35000 120,2381443 120

Inversor-Ct (ZONA 3)(línea CA) 35000 165,6200791 185

Tramo considerado Potencia

disipada(W/m)

Paneles-inversor 0,034397332

Inversor-CT (ZONA 1)(línea CA) 0,972616121

Inversor-CT (ZONA 2)(linea CA) 1,960511278

Inversor-CT (ZONA 3)(línea CA) 1,585553481

Tramo considerado Resistencia Reactancia Var V (V) Var V (%)

Inversor-CT (ZONA 1)(línea CA) 0,029865849 0,00447988 4,89869269 4,89869269

Inversor-CT (ZONA 2)(linea CA) 0,026337879 0,00395068 4,32002375 4,32002375

Inversor-CT (ZONA 3)(línea CA) 0,029415149 0,00441227 4,82476748 4,82476748

Tramo considerado

Sección por

criterio térmico

Vmpp,min (V)

Impp,máx (A)

Sección adoptada(mm2)

In conductor

(A)

Temperatura alcanzada

por el conductor

Resistividad del cobre corregida

L tramo (m)

ΔV (V) ΔV (%)

Paneles-inversor 35 77,6 8,06 35 156,56 20,18552673 0,018532018 35 0,29874 0,384969

Inversor-CT (ZONA 1)(línea CA) 120 400 95 300 558 22,02897573 0,018666156 480 4,89869269 4,89869269

Inversor-CT (ZONA 2)(linea CA) 120 400 95 150 395,25 24,04391011 0,018812771 210 4,32002375 4,32002375

Inversor-CT (ZONA 3)(línea CA) 120 400 95 185 432 23,38514875 0,018764837 290 4,82476748 4,82476748





CAPÍTULO 2. DISEÑO Y CÁLCULO DE LAS PROTECCIONES

2.1 INTRODUCCIÓN En este capítulo vamos a proceder al cálculo y dimensionado de las protecciones que se han de usar tanto en la parte de corriente continua como en la parte de alterna en el lado de Baja Tensión. Las protecciones que se utilicen han de ser capaz de proteger el circuito actuando rápidamente y de forma eficaz. Por otra parte, hay que garantizar un correcto suministro de energía, por lo que una protección sobredimensionada que esté continuamente dando falsas alarmas o cortando constantemente el suministro de energía será igualmente inefectiva. He aquí la importancia de un correcto dimensionado de estas. Un factor muy importante a tener en cuenta es el poder de corte de las protecciones, garantizándose que éstas sean capaces de interrumpir el circuito bajo una intensidad superior a la máxima prevista de cortocircuito de la instalación. La máxima intensidad de cortocircuito, en el lado del generador solar (CC), es pequeña y corresponde precisamente a la máxima intensidad que es capaz de proporcionar éste bajo las condiciones climatológicas más desfavorables. Sin embargo, en el lado de corriente alterna, dependiendo de donde se produzca el fallo, el valor de la intensidad de cortocircuito puede alcanzar valores mucho más elevados. En el tramo de CA en BT (inversor – transformador), la intensidad de cortocircuito viene determinada por la potencia máxima del transformador.

2.2 PROTECCIONES MEDIANTE FUSIBLES Se instalarán fusibles para proteger la conexión de BT justo al lado de los contadores, en una caja adecuada para ello. En concreto, al ser la línea de llegada a los contadores trifásica, se instalará un fusible por fase. Para dimensionarlos usaremos las siguientes fórmulas:

Donde es el poder de corte del fusible e es la máxima intensidad de

cortocircuito prevista.





En lo que se refiere a los tiempos de operación del fusible, se emplearán las dos siguientes condiciones:

Siendo la intensidad de fusión del fusible en 5 segundos, la intensidad

de cortocircuito mínima prevista en el punto de instalación del fusible e la intensidad admisible en el cable durante un tiempo de 5s calculada mediante la siguiente expresión (Norma UNE 20460):

Donde:

: tiempo límite de despeje de faltas.

Icc: valor eficaz de la corriente de cortocircuito

S: Sección del conductor en mm2

K: Constante asociada a la naturaleza del conductor y el tipo de aislamiento. En la práctica, las comprobaciones que son necesarias realizar son:

(1)

(2) Siendo la intensidad de diseño en cada lado. Dado que las cajas generales de protección han de cumplir con la Norma NNL 0010 de ENDESA, se instalarán cajas tipo CGP-7-160 equipadas con fusibles normalizados de tamaño 00. Puesto que la intensidad de salida de los inversores es de 87 A en valor nominal, se seleccionarán los fusibles de protección de intensidad nominal inmediatamente superior a la de los inversores, que en este caso es de 160 A. En este caso, el poder de corte ha de ser superior a la máxima intensidad de cortocircuito, que será el valor máximo entre la definida por la potencia del transformador (1000 kVA) y la definida por Endesa (16 kA). Luego:

Pdc > 16 kA





Consultando la ficha técnica del fabricante, vemos que el poder de corte de los fusibles es de 100kA, superior al mínimo establecido, por tanto, este criterio se cumple. La intensidades admisibles de los conductores de cada zona son respectivamente: ZONA 1: conductor de 300 mm2. Iz =558 A. ZONA 2: conductor de 150 mm2. Iz = 395,25 A ZONA 3: conductor de 185 mm2 . Iz = 432 A. Vamos a ver si el fusible de 160 A es adecuado para cada zona: ZONA 1: CUMPLE

CUMPLE

ZONA 2: CUMPLE

CUMPLE

ZONA 3: CUMPLE

CUMPLE

Luego el tipo de fusible elegido de 160 A cumple para todas las zonas.





2.3 PROTECCIONES MEDIANTE INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS La misión es detectar situaciones anormales de funcionamiento en la instalación, tales como sobrecargas y cortocircuitos. Constan de:

Un relé térmico, que abre el circuito cuando la intensidad que circula por éste es algo superior a la nominal, lo cual provoca calentamientos en los cables cuando el tiempo en el que circula esta corriente es elevado. Esta intensidad excesiva es detectada por el relé, que en función del valor de ésta hace que dispare en un tiempo que viene establecido por su curva de funcionamiento.

Un relé magnético, que abre el circuito cuando la intensidad que circula por la línea es varias veces superior a la nominal, el tiempo de disparo ha de ser menor a un segundo, y la intensidad de disparo depende de la curva característica del interruptor. Estas están normalizadas (UNE 60898). Los interruptores seleccionados tendrán curva C (5In< Id<10In).

2.3.1 Interruptores automáticos de CC

Para el caso de corriente continua no será necesario seleccionar ningún

interruptor automático, pues la protección que éstos nos dan , viene incorporada en el

propio inversor.

2.3.2 Interruptores automáticos de CA En el lado de CA, se dispondrán interruptores automáticos a la salida de los inversores. Éstos se ubicarán en la CGP, situada en la parte trasera de los armarios que contienen a los inversores. Tendremos por tanto tres interruptores automáticos por cada armario inversor. Para la selección del interruptor automático concreto, se tendrá en cuenta la siguiente condición:

IN>IN,S (siendo IN la intensidad nominal de diseño del interruptor automático).

A la salida de los inversores los parámetros de cálculo son:

Tensión de salida en CA Vs,i (V): 400 V

IN de salida, IN,S (A): 87 A

Se ha seleccionado por tanto el interruptor magnetotérmico de la marca

HAGER, en concreto el modelo HNB102H que posee las siguientes características:

Tetrapolar

In = 100 A

Poder de corte 40 kA





Id (intensidad de disparo por sobrecarga). Regulable entre 0,63In – 1,3In.

Id (intensidad de disparo por cortocircuito). Regulable entre 6In – 13In.

Vca,nom = 400/415V.

El resto de características técnicas se pueden consultar en el Anejo 1 a esta

memoria.

La intensidad máxima de cortocircuito ( ) prevista viene dada por la

potencia del transformador instalado, obteniéndose mediante la siguiente expresión:

Siendo:

S: potencia aparente del transformador (VA)

ECC: tensión de cortocircuito del transformador definida por el fabricante (6%)

Por lo tanto la intensidad de cortocircuito por el lado de BT será:

Se cumple por tanto que:

Siendo Ipdc el poder de corte definido anteriormente para el interruptor

automático.





2.4 PROTECCIONES MEDIANTE INTERRUPTORES DIFERENCIALES Los dispositivos de protección diferencial están diseñados para interrumpir el circuito en caso de que se detecte una corriente de fuga superior a un valor nominal establecido, es decir la sensibilidad del interruptor. Esta ha de ser lo suficientemente elevada de forma que se eviten en la medida de lo posible desconexiones indeseadas debidas a armónicos, pequeñas descargas atmosféricas sin mayor importancia, electricidad estática, etc. Pero también suficiente para que se garantice la seguridad tanto de los equipos como de las personas. El interruptor diferencial seleccionado HAGER, tipo HBB161H (In 160 A) tiene la característica de poder regular la sensibilidad desde 30mA hasta valores de 1A, de forma que podamos ajustar el disparo del mismo a fin de garantizar la seguridad y evitar falsas alarmas. La normativa vigente dice que la sensibilidad ha de ser regulada a 300 mA. En base a este valor ha sido calculada la resistencia de la toma de tierra de la instalación, aunque ha sido tenido en cuenta el máximo valor (1A) a la hora de dimensionar la resistencia de la toma de tierra. Como se ve en el plano del esquema unifilar de la instalación, se colocará un interruptor diferencial a la salida de cada inversor, es decir, por cada armario tendremos tres interruptores diferenciales.

2.5 INTERRUPTORES SECCIONADORES

Los interruptores-seccionadores son dispositivos capaces de cerrar, interrumpir corrientes en condiciones nominales e incluso condiciones de sobrecarga en servicio, y condiciones de cortocircuito durante tiempos especificados por el fabricante. Deben tener la característica del seccionador, es decir, deben de ser capaces de mantener aislada la instalación eléctrica, según unas especificaciones. Debe observarse con claridad la posición de abierto y cerrado, así como evitar maniobras involuntarias a fin de garantizar la seguridad del operario y de la instalación. Al ser únicamente elementos de maniobra, en su selección se tendrá en cuenta, además de su tamaño, robustez, clase de aislamiento, etc., la intensidad nominal de diseño. Se colocará un interruptor-seccionador por inversor en la CGP que se encuentra por detrás del armario de los inversores.

Se elige el modelo de la marca HAGER, HA451 (In 125 A), con pantalla de

protección, mando bloqueable y tetrapolar.





CAPÍTULO 3. DISEÑO Y CÁLCULO DE LA PUESTA A TIERRA

Según el informe geotécnico realizado en su día por la empresa PROSER para TUSSAM (ver Anejo 2), se ha encontrado un suelo formado por arcilla marrón con nódulos calizos, desde la cota aproximada de –0,60m (medidos a partir de la superficie libre) hasta la cota aproximada de -2,60m, lo que nos da un espesor de 2 metros. Se trata pues, de un terreno de buena resistividad, (50 Ω·m según la ITC-BT- 18, para terrenos de naturaleza arcillosa). La toma de tierra se va a realizar con picas y conductor enterrado.

3.1 CÁLCULO DE LA RESISTENCIA DEL TERRENO

Al ser la intensidad de defecto considerada en la protección diferencial de 300 mA, para las redes de distribución con esquema tipo TT se ha de cumplir la siguiente condición:

Siendo:

RA : suma de las resistencias de la toma de tierra y de los conductores de protección

de masa.

IA: corriente que asegura el funcionamiento automático del dispositivo de protección (corriente diferencial asignada al interruptor diferencial, 0,3-1A variable). U: Tensión de contacto límite convencional, 50V.(según la ITC-BT-18)

Por lo que nos queda que la resistencia del terreno es:

Y para Ia 1 A:





3.2 CONFIGURACIÓN DE LA LÍNEA DE TIERRA

Como electrodos se utilizarán unas picas de cobre de 2 metros de longitud,

respetando así el esquema de toma de tierra existente para la planta solar ya

construida. Se instalarán en la base de cada marquesina (una por cada base). Todas

las picas se unirán entre sí mediante la propia estructura de la marquesina,

asegurando de esta manera la equipotencialidad de la misma para el sistema y

mejorando su resistencia.

3.2.1 Resistencia de la toma de tierra

Para el cálculo de la resistencia de la toma de tierra se va a suponer que la

tierra está formada exclusivamente por las picas enterradas. De esta forma según la

ITC-BT-18, tabla 5, la resistencia se obtiene con la fórmula:

Siendo: Rb : la resistencia de la toma de tierra ρ : la resistividad del terreno L: longitud de la pica Nos queda por tanto una resistencia de 25 Ω, inferior a la resistencia del terreno.

3.2.2 Conductores de tierra Las picas de tierra irán unidas por un conductor de cobre desnudo de 50 mm2 de sección, cumpliendo así con las exigencias mínimas de la ITC-BT-18.





3.3.3 Conductores de protección Las secciones de los conductores de protección que se instalarán para unir las masas metálicas de la instalación dependen de las secciones de los conductores principales de la instalación, estas se recogen en la tabla 2 de la ITC-BT-18. Los conductores de protección empleados serán de cobre de 0,6/1kV y aislamiento XLPE de color identificativo amarillo-verde. La sección de los mismos depende de la sección de los conductores de fase y se definen en la siguiente tabla:

3.3.4 Independencia de la tierra con el Centro de Transformación

Para que las tierras de la planta sean independientes, un defecto de una de

ellas no debe provocar una tensión transferida superior a 50 V, por lo que las

distancias entre las tomas de tierras del Centro de Transformación y las tomas de

tierra de la planta tiene que ser menor de 15 m, para terrenos cuya resistividad sea

menor de 100 Ω·m, según prescripciones del apartado 11 de la ITC-BT-18. Para

nuestro caso se cumple.

Los detalles constructivos de la toma de tierra se pueden consultar en el

correspondiente plano.

Masa a conectar Sección de

conductor de fase(mm2)

Sección del conductor de

protección (mm2)

Paneles y estructura soporte 35 16

Envolvente metálica del inversor (zona 1) 300 150







CAPÍTULO 4. DISEÑO DE LA PUESTA A TIERRA DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

La puesta a tierra del CT se calculará siguiendo las prescripciones de la Norma MIE-RAT-13 (Instalaciones de puesta a tierra) y la Recomendación UNESA: Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación de tercera categoría. Los cálculos que siguen se efectuarán considerando una tensión de servicio de 20 kV, que es la que prevé ENDESA normalizar en un futuro próximo. Este valor de tensión es el más desfavorable a efectos de cálculo. Se conectarán a tierra los elementos metálicos de la instalación que no estén en tensión normalmente, (chasis y bastidores de los distintos equipos, envolvente metálica del CT, carcasa del transformador, y celdas de MT), que puedan estarlo a causa de averías o circunstancias externas. De forma que el personal quede protegido frente a tensiones de contacto peligrosas.

4.1 TIERRA DE PROTECCIÓN Basándonos en las configuraciones tipo presentadas en el Anexo 2 del Método de Cálculo propuesto por UNESA, se adopta la siguiente configuración: Sistema de anillo cerrado dominador de potencial, constituido por cable de cobre de 50 mm2 de sección, enterrado a una profundidad de 0,8 m en una zanja rectangular de 4m *3,5 m de lado mínimo y en el que se instalarán cuatro electrodos en forma de pica de acero cobreado de 14 mm de diámetro y de 2 m de longitud, situados diametralmente opuestos en el anillo. Según la configuración tipo de electrodos de tierra escogido, el Método de Cálculo para P.A.T. en CT de UNESA, nos proporcionará constantes unitarias para el cálculo de la resistencia de tierra, tensión de contacto y tensión de paso.

Rectángulo: 4 m * 3,5 m Sección conductor: 50 mm2 Diámetro picas: 14 mm Longitud picas: 2 m Profundidad: 0,8 m Nº picas: 4 Resistencia Kr : 0.092 (Ω/Ω*m) Tensión de paso Kp : 0,0152 (V/Ω*m) Kc :0,0468 (V/Ω*m)





Con esta configuración la longitud del conductor será 4*2+3,5*2=15 m.

EL CT se conectará a esta toma de tierra mediante cable de cobre, con aislamiento XLPE de 0,6/1kV, de 50 mm2 de sección y protegido con tubo de PVC de grado de protección 7 como mínimo, contra daños mecánicos. El piso del CT estará constituido por un mallazo electrosoldado con redondos de diámetro no inferior a 4 mm, formando una retícula no superior a 0,30 x 0,30 m. Este mallazo a parte de ejercer como armadura de tracción y reparto de las tensiones del piso, servirá como red equipotencial, por lo que se conectará como mínimo en dos puntos preferentemente opuestos a la puesta a tierra de protección del CT. Con esta disposición se consigue que la persona que deba acceder a una parte que pueda quedar en tensión, de forma eventual, esté sobre una superficie equipotencial, con lo que desaparece el riesgo inherente a la tensión de contacto y de paso interior. El fabricante de la caseta prefabricada la diseña y construye de acuerdo a las prescripciones de la normativa vigente (aportando certificados de calidad que lo demuestran) de forma que su interior sea una superficie equipotencial. Sin embargo, las puertas y rejillas del CT NO se conectaran a tierra, ni tendrán contacto con masas conductoras susceptibles de quedar sometidas a tensión debido a defectos o averías.

Con estas prescripciones, no será necesario el cálculo de las tensiones de paso y contacto en el interior de la instalación, puesto que su valor será prácticamente nulo.

4.2 TIERRA DE SERVICIO Se conectará a esta toma de tierra el neutro del transformador. Para esta puesta a tierra se ha optado por una configuración idéntica a la definida en el apartado anterior. Los neutros se conectarán a esta toma de tierra mediante cable de cobre con aislamiento XLPE, de 0,6/1kV, de 50 mm2 de sección y protegido con tubo de PVC de grado de protección 7 como mínimo, contra daños mecánicos.





4.3 CÁLCULO DE LAS TENSIONES MÁXIMAS ADMISIBLES Éstas se calcularán según las prescripciones de la MIE-RAT-13 y la recomendación UNESA citada anteriormente según las siguientes expresiones.

4.3.1 Tensión máxima aplicable al cuerpo humano

Siendo:

VCA : máxima tensión de contacto (V)

K=78,5 y n = 0,118 para 0,9s < t ≤ 3s

t: duración de la falta en segundos

4.3.2 Tensión máxima de paso en el exterior

Siendo:

Vp : tensión de paso que no puede ser superada

ρs : resistividad superficial del terreno sobre la que se apoyan los pies (50 Ω*m)





4.3.3 Tensión máxima de paso en el acceso

En el acceso, se considera que una persona tiene un pie fuera del local y uno dentro, por lo que habrá que considerar la resistividad tanto del terreno exterior como la del interior de los locales (hormigón). Se calcula mediante la siguiente expresión:

Donde: Vp(acc) : Tensión máxima de paso en el acceso aplicable al CT y CS que no puede ser superada.

: Resistividad superficial del hormigón (3000Ω*m).

4.3.4 Tensión máxima de contacto

Se calcula mediante la siguiente expresión:





4.4 CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS DE LOS SISTEMAS DE TIERRAS

4.4.1 Cálculo de la resistencia de tierra

Usaremos la siguiente fórmula para calcularla:

De donde obtenemos unas Rt = 11,04 Ω. Como se deduce a partir de la fórmula anterior, esta depende directamente del valor Kr, que es función de la configuración de toma de tierra seleccionada, por lo que a menor valor de Kr (aumento de longitud de picas, número de estas o dimensiones del rectángulo) menor es la resistencia de la toma de tierra.

4.4.2 Cálculo de la máxima intensidad de defecto a tierra

Siendo:

I’d. Intensidad máxima de defecto a tierra prevista en el CT (A).

U. Tensión compuesta de servicio en la red (20000 V).

Rn. Resistencia de la puesta a tierra del neutro de la red (Ω).

Rt. Resistencia de la puesta a tierra de protección del centro, (Ω).

Xn. Reactancia de la puesta a tierra del neutro de la red, (Ω). Los valores de Rn y Xn son característicos de la red, y valen 40 Ω y 0 Ω respectivamente.(Dato proporcionado por al compañía distribuidora) Sustituyendo en la fórmula obtenemos una intensidad de defecto de 226,24 A.





4.4.3 Cálculo de la máxima tensión de contacto prevista

Nuevamente deducimos que a menor valor de Kc (aumento de longitud de picas, número de estas o dimensiones del rectángulo) menor será la tensión de contacto prevista.

4.4.4 Cálculo de la máxima tensión de paso prevista

También deducimos que a menor valor de Kp (aumento de longitud de picas, número de estas o dimensiones del rectángulo) menor será la tensión de paso prevista.

4.4.5 Comprobación de las tomas de tierra diseñadas

En este apartado se va a comprobar si se cumple que la tensión máxima de paso y contacto previstas son menores a las admisibles, aplicando las formulas definidas anteriormente, con los parámetros característicos de las tomas de tierra definidos en los apartados 6.5. y 6.6. La siguiente tabla muestra los resultados de los cálculos efectuados, para ambas tomas de tierra (protección y servicio).

A la vista de los resultados obtenidos, damos ambas tomas de tierra diseñadas para el CT por válidas.

Toma de tierra Rt (Ω)

I’d (A)

V’p (V)

V’c (V)

¿I’d < Id?

¿V’p < Vp?

¿V’c < Vp(acc)?

Protección 11,04 226,23 412,65 1270,51 Si Si Si

Servicio 11,04 226,23 412,65 1270,51 Si Si Si





ANEJO 2. DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LOS EQUIPOS INSTALADOS





2.1 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LOS PANELES FOTOVOLTAICOS





2.2 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LOS INVERSORES









2.3 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LOS CONDUCTORES

ESPECIALES DE FOTOVOLTAICA













2.4 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LOS INTERRUPTORES

AUTOMÁTICOS DE CA









2.5 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LOS INTERRUPTORES

DIFERENCIALES





2.6 DOCUMENTACIÓN DE LOS INTERRUPTORES-SECCIONADORES





2.7 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LOS TRANSFORMADORES

















2.8 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LAS CELDAS DE MT





























2.9 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DEL CONTADOR





















2.10 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LAS CASETAS

PREFABRICADAS













ANEJO 3. INFORME GEOTÉCNICO FACILITADO POR TUSSAM





3.1 INTRODUCCIÓN

3.2 SITUACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL SOLAR





3.3 TRABAJOS REALIZADOS

3.3.1 Trabajos realizados de campo

Ensayos de penetración dinámica tipo Borros





Sondeos rotatorios





Nivel freático

Toma de muestras inalteradas





Ensayos de penetración estándar (SPT)









3.3.2 Ensayos de laboratorio

3.4 RIESGOS SÍSMICOS













3.5 RESULTADOS Y CONCLUSIONES

3.5.1 Niveles estratigráficos

























3.5.2 Agresividad química del subsuelo y agua freática









3.5.3 Expansividad del terreno





3.5.4 Tensión admisible y tipo de cimentación













3.6 OBSERVACIONES GENERALES





ANEJO 4. ESTUDIO IMPLANTACIÓN DE MARQUESINA PARA COLOCACIÓN DE PANELES SOLARES FOTOVOLTAICOS EN ESTACIÓN DE AUTOBUSES DE TUSSAM (SEVILLA)





4.1 INTRODUCCIÓN

4.2 DESCRIPCIÓN DE LA SOLUCIÓN ADOPTADA

4.2.1 Implantación





4.2.2 Marquesinas





4.2.3 Imágenes 3D





4.3 CÁLCULO DE ESTRUCTURAS

4.3.1 Materiales

Hormigones

Aceros





4.3.2 Coeficientes de seguridad





4.3.3 Bases de cálculo y dimensionamiento

Acciones

PERMANENTES

SOBRECARGAS CONSIDERADAS

Condiciones de servicio para el hormigón armado

Tensión admisible del terreno













ANEJO 5. INFORME DE ILUMINACIÓN FACILITADO POR TUSSAM





5.1 INTRODUCCIÓN

El presente informe nos dará una base de la actuación que desempeñará la empresa FLUELEC EIGRA, S.A. en la obra de instalación y puesta en funcionamiento del alumbrado exterior del parking de TUSSAM ( Transportes Urbanos de Sevilla, S.A.M. ) en concreto en las nuevas instalaciones Fotovoltaicas para el aparcamiento de transportes urbanos de Sevilla . Para ello , en principio se ha realizado un estudio lumínico que está adjunto en páginas posteriores, en el que se describen las luminarias a utilizar, características y cantidades, así como su situación. En el presente informe se detallan las actuaciones para la nueva instalación de alumbrado exterior del parking de TUSSAM (Sevilla). 1-. Desconexión del cuadro General de los circuitos y maniobras existentes y comprobación del buen estado de la líneas existentes, ya que se ha considerado que éstas líneas de alimentación no implican ningún cambio en el funcionamiento de la nueva instalación, considerándose aptas para nuestra instalación. 2-. Suministro e instalación de 5 cuadros de protección y mando de las calles, con las características eléctricas que se detallan en el presupuesto, conteniendo los mecanismos necesarios para la protección de los diferentes circuitos , asi como un reloj astronomico, todo dentro del cuadro envolvente. 3-. Suministro e instalación de 60 proyectores de 150 W cada uno , (12 unidades por calle, 7 unidades en la calle que no está completa y 5 en las partes laterales de las calles ) colocados en la parte superior de los paneles fotovoltaicos, que se alimentaran con un único circuito. 4-. Suministro e instalación de 285 pantallas de 1x58W , colocados en la parte inferior de la bandeja existente en los paneles fotovoltaicos de la siguiente manera: - 64 Pantallas por calle completa distribuidas de forma simétrica , las cuales se alimentaran por 2 circuitos eléctricos , dándonos así la posibilidad de contar con un circuito de medias-noches. - 32 Pantallas en la calle incompleta , con el mismo método de instalación que las pantallas situadas en la calles completas. 5-. Comprobación de funcionamiento de las instalaciones anteriores y funcionamiento de los nuevos cuadros.

A continuación se detalla el estudio lumínico realizado y algunas vistas virtuales de la instalación a realizar. Hay que tener en cuenta que en el estudio realizado se ha considerado las 5 calles completas en los aparcamientos de la flota de autobuses de Sevilla, habiendo en la realidad 4 calles completas y una semicompleta, haciendo así que el número de luminarias a instalar no coincidan con las del estudio.





5.2 PROYECTO





































En Sevilla, Mayo de 2014

Fdo:

Aída López Rubio

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ANEJOS A LA MEMORIA - bibing.us.esbibing.us.es/proyectos/abreproy/5372/fichero/Volumen+1%2F2.+Anejos+a+la... · Para determinar la sección de los cables utilizaremos dos métodos