memoria de c lculo -...

Ingeniero Industrial Emilio García Barea Diseño Parque Solar Fotovoltaico de 1.8 MW de Potencia Prado del Rey (Cádiz)

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1.-Estimación de la energía generada. 1.1.-Energía captada en el generador fotovoltaico. Para el presente proyecto se han tomado como datos de referencia para el cálculo de la estimación de la energía captada por los generadores fotovoltaicos, los reflejados en las tablas del anexo II, DATOS CLIMÁTICOS DE ANDALUCÍA, del documento “Corrección de errores de la orden del 26 de marzo de 2007 de la Consejería de Innovación Ciencia y Empresa” Se adoptan los datos de las tablas correspondientes a la provincia de Cádiz, para la inclinación óptima de los paneles fotovoltaicos para cada mes del año así como orientación sur. 1.2.-Energía anual incidente en la horizontal. La radiación global (irradiación) reflejados en las tablas anteriormente mencionadas y expresadas en kWh/m2·día, para la provincia de Cádiz son los que se muestran: Al ser una instalación con seguimiento solar, obtendremos la máxima captación para cada mes y cada día del año.


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1.3.-Produccion energética anual bruta estimada. A continuación se muestra la producción estimada teórica, en el caso hipotético de no existir pérdidas en la instalación hasta el punto de conexionado a la red Producción anual bruta estimada de la instalación:

2.-Pérdidas por orientación, inclinación y sombread o. Para el cálculo de estas pérdidas nos basamos en el “Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red” del IDEA, las pérdidas por orientación e inclinación del generador fotovoltaico deben ser tales que no sobrepasen los límites de la tabla 1 del apartado 4.1.2.1. Consideraremos el caso general. Para las pérdidas por sombreado, según la orden de 26 de marzo de 2007, deben ser inferiores al 5% como parámetro máximo establecido: -Límite de pérdidas por sombreado……………………………..5% -Límite de pérdidas por Orientación e Inclinación……………10% -Límite de pérdidas totales………………………………………15%


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2.1.-Pérdidas por Orientación e Inclinación. Se puede realizar una estimación de las pérdidas por orientación e inclinación según el anexo II del documento del IDEA, anteriormente mencionado. Las pérdidas se calculan en función de:

-Ángulo β de inclinación de los módulos

-Azimut α

-Latitud Φ

La instalación se ubica en latitud Φ= 36º 46´ 3´´ Al tratarse de una instalación con seguimiento a dos ejes, tanto el azimut

como el ángulo β no son fijos, sino que varían, no solo para cada mes del año, sino para cada momento del día, es por tanto que el cálculo de estas pérdidas no tiene mucho sentido, ya que para todo momento del día, tanto la inclinación de los paneles como su orientación es óptima 2.2.-Pérdidas por Sombreado. La instalación solar se ubica en una zona rural, en una parcela con una ligera pendiente y libre de obstáculos y sombras. Tampoco existen árboles o edificaciones cercanas que proyecten sombra sobre la misma. Los módulos fotovoltaicos se fijarán sobre estructuras metálicas cimentadas, por tanto es interesante calcular la distancia mínima entre estructuras con el fin de optimizar la captación de radiación solar. En el siguiente esquema se muestra la disposición de las estructuras en la planta solar:

Quedando tal y como se muestra a continuación:


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Las dimensiones del plano de captación del generador son de 11.4 m de ancho por 18 m de largo. La distancia mínima (d) entre estructuras según el Anexo III, apartado 5 del Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red del IDEA es:

Por tanto, la distancia mínima entre generadores debe ser superior a 19, 38m. En nuestro caso hemos adoptado una distancia superior a la mínima, con el fin de asegurar una captación máxima, al disponer de suficiente espacio en la parcela. Nuestra separación es de 35 m en ambos ejes para el campo solar 2 y de 35 m en el eje norte-sur y de 42 m en el eje este-oeste para el campo solar 1. (Ver planos) Con esta distribución de generadores optimizamos las pérdidas por sombreado de nuestra instalación. Para la estimación de las pérdidas por sombreado provocadas por los obstáculos y los propios generadores unos a otros, empleamos simulación mediante ordenador, empleando para ello el programa informático PVSYST 4


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Como tabla resumen de las pérdidas por sombreado de la instalación obtenidas mediante dicha simulación:

Como se puede apreciar, las pérdidas por sombreado para ambos campos son inferiores al 5 % en todos y cada uno de los meses del año.

A continuación vemos de una forma gráfica las pérdidas por sombreado para el campo 1 y campo 2.


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- Pérdidas por sombreado para el Campo 1:

- Pérdidas por sombreado para el campo 2: -


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Se deduce del actual punto y del anterior, que las pérdidas por sombreado, inclinación y orientación son inferiores al 15 % máximo permitido que establece el Pliego de Condiciones del IDEA para el caso general. 3.-Generación de energía anual esperada. El IDEA contempla en su “Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica Conectadas a Red” de un procedimiento para estimar la producción anual esperada de un generador. Para ello se toman los valores de irradiación diaria en superficie horizontal y en los planos del generador, datos obtenidos de la Junta de Andalucía. ( La estimación de la energía inyectada se realiza mediante la siguiente ecuación:

En la cual:

- ),( βαdmG es la irradiancia en el generador en díam

kWh·

2

- mpP es la potencia pico del generador en kWp

- CEMG es 2

1m

kW

- PR es el factor de rendimiento global de la instalación.

3.1.-Cálculo del factor de rendimiento global, PR. PR no es más que el rendimiento de la instalación, es decir, el cociente entre lo que produce realmente la instalación y la energía máxima teórica que puede generar la instalación, y como tal, tomará valores positivos menores de la unidad. Este rendimiento tiene en cuenta las siguientes pérdidas: 3.1.1.-Pérdidas por temperatura. Las pérdidas por temperatura vienen dadas por las siguientes expresiones:

)º25·(47.0ª −= cpt TP ET

TT ONCambc ·

800

20−+=

Donde:

- cT : temperatura de las células solares en ºC


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- ambT : temperatura ambiente en la sombra en ºC, medida con termómetro de mercurio

- ONCT : temperatura de operación nominal del módulo.

- :E irradación solar, en 2m

W, medida con célula solar calibrada en STC, en

el emplazamiento

Los resultados obtenidos para este tipo de pérdida son los que se muestran en la siguiente tabla:

Los datos empleados en la columna de E, se han obtenido JRC European Energy Commission

3.1.2.-Pérdidas por el efecto Joule en el cableado. Este tipo de pérdidas se deben al hecho de transportar energía, desde el lugar de generación hasta el punto de conexión a la red, tanto en los tramos de corriente continua como en los de corriente alterna. La expresión que nos permite su cálculo es la que se muestra:

Donde:

- :ρ resistividad del Cu a 50º )·(2

m

mmΩ

- L : longitud del conductor en m

- :I intensidad en A - :S sección del conductor en 2mm

Las pérdidas para los tramos de corriente alterna (desde la salida de los inversores hasta el centro de transformación) se muestran en la tabla resumen de la siguiente página.


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Como se aprecia, las pérdidas por el efecto Joule en el lado de alterna son del 0,62% de la potencia transportada.

Para el tramo de corriente continua, la sección del cableado es de 16 mm2, siendo la longitud del mismo de 30m, las pérdidas en este tramo son de 243,7W, que representan el 0,97% de la potencia generada. 3.1.3.-Pérdidas por polvo y suciedad.

Este tipo de pérdidas dependerán de la ubicación de la instalación (cercanía a caminos polvorientos, frecuencia de precipitaciones, etc.) es por ello que supondremos unas pérdidas debidas a este motivo del 3% 3.1.4.-Pérdidas por rendimiento del inversor. El rendimiento del inversor elegido para la instalación es del 96,5%, por tanto las pérdidas vinculadas al mismo son del 3,5%

3.1.5.-Pérdidas por errores en el seguimiento del p unto de máxima potencia. El rendimiento del inversor en el seguimiento del punto de máxima potencia es del 97%, por tanto, las pérdidas debidas e este hecho serán del 3% 3.1.6.-Pérdidas angulares y espectrales. La variación del espectro solar puede afectar a la respuesta de las células,


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dando lugar a ganancias o pérdidas energéticas. Según los datos proporcionados por el fabricante, se consideran unas pérdidas por efecto espectral del 2% Analizadas las pérdidas, podemos calcular el PR de la instalación:

3.2.-Cálculo de la energía anual neta de la instala ción. El cálculo de la energía neta que se inyecta a la red se calcula mediante la siguiente fórmula:

En la cual:

- ),( βαdmG es la irradiancia en el generador en díam

kWh·

2

- mpP es la potencia pico del generador en

- CEMG es 2

1m

kW

- PR es el factor de rendimiento global de la instalación. La tabla siguiente refleja la energía neta que se espera que la instalación fotovoltaica inyecte a la red.


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La producción anual neta estimada es de 3.118.013,2 año

kWh

4.-Cálculos eléctricos. 4.0.-Diseño del generador fotovoltaico. Cada generador fotovoltaico de 25 kW de potencia nominal estará compuesto por 9 ramas de 17 módulos de 175 W conectados en serie. La instalación consta de dos campos fotovoltaicos. El campo 1 está formado por 42 generadores de 25 kW cada uno, mientras que el campo 2 está formado por 24 generadores de 25 kW cada uno. Por tanto la potencia nominal de la instalación es de 1.650 kW, siendo la potencia instalada de 1.767,15 kW con un total de 10.098 módulos Tomando como referencia las características técnicas tanto de los módulos fotovoltaicos, así como de los inversores, se realiza la comprobación de los parámetros técnicos de diseño establecidos en la ITC-FV-09 de la Junta de Andalucía.

- TENSIÓN EN EL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA A 100 2m

W Y 70 ºC

La tensión de vacío en un módulo C.E.M. (100 2m

W y 25 ºC) es de 44,4V,

por tanto al tener en una rama 17 módulos la tensión será 44,4·17=754,8V La tensión en el punto de máxima potencia C.E.M. es de 36V, para una rama será 17X36=612V La tensión mínima de entrada del inversor es de 330V

El coeficiente de temperatura para la tensión del módulo es de -0,4%/ºC, de 25ºC a 70ºC (45ºC) la tensión del módulo caerá: 0,4·45=18%. Por

tanto, la tensión de vacío a 1000 2m

W Y 70 ºC será de 618,6V

La tensión de máxima potencia a 100 2m

W Y 70 ºC será 612·0,82=501,84V

En ambos casos, la tensión de entrada es superior a la mínima de entrada del inversor.


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- TENSIÓN EN CIRCUITO ABIERTO A 100 2m

W Y 5 ºC

La tensión en circuito abierto de un módulo a 100 2m

W Y 25 ºC es de

38,5V, por tanto para una rama será de 38,5·17=654,5V El coeficiente de temperatura para la tensión del módulo es de -0,40%/ºC. de 25ºC a 5ºC (20ºC), con lo que la tensión en circuito abierto subirá 0,4·20=8% La tensión máxima admisible del inversor es de 750V

La tensión de circuito abierto a 100 2m

W Y 5 ºC es 654,5·1,08=

706,8V 750V

- INTENSIDAD DE CORTOCIRCUITO A 1000 2m

W Y 70 ºC

La intensidad de cortocircuito de un módulo en C.E.M. (1000 2m

W Y 25 ºC)

es de 5,3A, al tener 9 ramas en paralelo, la intensidad es de 5,3·9=47,7A La intensidad máxima de entrada al inversor es de 68A El coeficiente de temperatura de la intensidad del módulo es de 0,065%/ºC; de 25ºC a 70ºC (45ºC) la intensidad de cortocircuito se incrementará en 0,065·45=2,93%, con lo que la intensidad será de 47,7·1,0293=49,09A 68A

- POTENCIA NOMINAL DEL INVERSOR

Cada generador fotovoltaico está compuesto por 17 módulos en serie y 9 ramas en paralelo, por tanto la potencia pico de cada generador es de 17·9·175W=26.775W La potencia nominal de cada inversor es de 25.000W La relación de potencia es de un 7% superior de la potencia pico con respecto a la potencia nominal, por tanto estamos dentro de la horquilla del 0-20%


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4.1.-Circuitos de corriente continua. 4.1.1.-Circuito de continua desde generador hasta e ntrada de inversor.

Las líneas que conectan los módulos fotovoltaicos conectados en serie, deberán soportar una intensidad de 5.45A, esta intensidad deberá mayorarse por 1,25 tal y como indica la ITC-BT-40 del R.D. 842/2002, siendo por tanto la intensidad máxima de 6,81 A, es por eso que se opta por una sección de cable de 2,5 mm2, cuya intensidad máxima admisible es de 19A

Las líneas de corriente continua que conectan al generador y la entrada del inversor, transcurren bajo tubo, con una longitud de 20m. -Cálculo de la intensidad de cada generador:

Donde:

- :I intensida, en A - :P potencia máxima del generador, en Wp - :U tensión, en V Se debe tener en cuenta el coeficiente de mayoración descrito en la ITC-BT-40 del R.D. 842/2002

Según la norma UNE 20460-5-523:2004, tabla 52-B2, para el sistema de referencia B2 (conductores aislados o cables unipolares en conductos, en canalizaciones no ventiladas en recorrido horizontal o vertical), para dos cables aislados con XLPE/EPR, con conductores de Cu, a 90º de temperatura máxima del conductor, temperatura del aire 30º y 20º en el terreno, se obtiene: Para la sección de 10 mm2:

- Intensidad máxima admisible: 91ª

- Factor de temperatura ambiente (50º): 0,82 según tabla 52-D1

Por tanto la intensidad máxima admisible para esta sección de cable es de 74,62 A, superior a los 55,63 A de la intensidad de cálculo. - Cálculo de la sección por caída de tensión:

Para este tipo de cálculo, es necesaria la aplicación de la siguiente expresión:


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Donde:

- :RL longitud del conductor, en m

- :RS sección del conductor, en 2mm - :I intensidad, en A - :)(STCPMPU tensión de máxima potencia en condiciones STC, en V

- :K conductividad del Cu, en 2·mmm

Ω

- 1%: máxima caída de tensión permitida.

Aplicando esta expresión podemos conocer la sección mínima del conductor para no tener caídas de tensión superior al 1%

- Para las líneas que conectan los módulos fotovoltaicos conectados en serie

tendremos:

Estas líneas tienen una sección de 2,5 mm2, superior a la mínima calculada, luego cumple.

- Para las líneas de corriente continua que conectan al generador y la

entrada del inversor

Estas líneas tienen una sección de 10 mm2, superior a la mínima calculada, luego cumple.

4.2.-Circuitos de corriente alterna. Para las líneas que discurren entre la salida de los inversores hasta el cuadro de baja tensión de la instalación se han realizado los cálculos tanto para caída de tensión como para intensidad máxima, siendo los resultados los que se pueden apreciar en la tabla que se muestra.


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Hay que indicar que para el cálculo de las intensidades de cada línea se ha empleado la siguiente expresión:

Donde:

- :I intensidad, en A - :P potencia máxima, en Wp - :U tensión, en V. Para todas y cada una de las líneas se considera en coeficiente de mayoración de 1,25 descrito en la ITC-BT-40 del R.D. 842/2002. Por tanto, la intensidad de cálculo es:

II c ·25,1= Aplicando la ITC-BT-07, tabla 5 “Intensidad máxima admisible, en amperios, para cables con conductores de cobre en instalación enterrada (servicio permanente)” para el aislamiento XLPE, temperatura máxima en el conductor 90º y cable tetrapolar se obtiene:

- Intensidad admisible para cable de sección 300 mm2: 590 A - Intensidad admisible para cable de sección 240 mm2: 520 A - Intensidad admisible para cable de sección 185 mm2: 450 A

Atendiendo a la tabla 6 “Factor de corrección F, para temperatura del terreno distinta de 25 º C” de la ITC-BT-07, debemos aplicar un coeficiente corrector


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de F (45ºC)=0,83. Así mismo, es de aplicación la tabla 8 “Factor de corrección para agrupaciones de cables trifásicos o ternas de cables unipolares”, considerando una separación entre cables de 0,25 m, para el campo 1, donde tenemos una agrupación de 12 circuitos, el factor de corrección es de 0,62. Para el campo 2, donde tenemos una agrupación de 8 circuitos, dicho factor de corrección es de 0,66. Para el cálculo de la caída de tensión para cada línea, se ha empleado la siguiente expresión:

Donde:

- :S sección del cable, en 2mm - :P potencia, en W - :L longitud del conductor, en m - :U tensión, en V


Ω

- :ε caída de tensión, en %

Las secciones se calculan de forma que las caídas de tensiones no sean superiores al 1,5 % establecido por la ITC-BT-40. 4.2.1.-Líneas principales de corriente alterna. Estas líneas son las líneas puente donde se ubican los magnetotérmicos generales así como los diferenciales. Se tienen tres líneas principales de corriente alterna que se han denominado L.P.c.a. 1, L.P.c.a. 2 y L.P.c.a.3

- L.P.c.a. 1: esta línea recoge la energía producida por 22 generadores de 25 kW cada uno, es por ello que la intensidad de cálculo para esta línea será:

Al ser una intensidad bastante elevada, recurrimos a la instalación de tres cables de la misma sección para cada fase, por lo que la intensidad se reduce a la mitad (330,7 A) Si consideramos una sección de 240 mm2, la intensidad máxima admisible del cable aplicando la ITC-BT-07, tabla 5 “Intensidad máxima admisible, en


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amperios, para cables con conductores de cobre en instalación enterrada (servicio permanente)” para el aislamiento XLPE, temperatura máxima en el conductor 90º y cable unipolar se obtiene: 550 A Atendiendo a la tabla 6 “Factor de corrección F, para temperatura del terreno distinta de 25 º C” de la ITC-BT-07, debemos aplicar un coeficiente corrector de F (40ºC)=0,88. Así mismo, es de aplicación la tabla 8 “Factor de corrección para agrupaciones de cables trifásicos o ternas de cables unipolares”, considerando cables en contacto, y una agrupación de 3 circuitos, el factor de corrección es de 0,70. Por tanto, la intensidad máxima admisible del cable será ahora de 338,8 A, por tanto cumple. La sección a emplear es de 3x(3x240mm2) +2x(1x185mm2)

- L.P.c.a. 2: esta línea recoge la energía producida por 20 generadores de 25 kW cada uno, es por ello que la intensidad de cálculo para esta línea será:

Al ser una intensidad bastante elevada, recurrimos a la instalación de tres cables de la misma sección para cada fase, por lo que la intensidad se reduce a un tercio (330,7 A) Si consideramos una sección de 240 mm2, la intensidad máxima admisible del cable aplicando la ITC-BT-07, tabla 5 “Intensidad máxima admisible, en amperios, para cables con conductores de cobre en instalación enterrada (servicio permanente)” para el aislamiento XLPE, temperatura máxima en el conductor 90º y cable unipolar se obtiene: 550 A Atendiendo a la tabla 6 “Factor de corrección F, para temperatura del terreno distinta de 25 º C” de la ITC-BT-07, debemos aplicar un coeficiente corrector de F (40ºC)=0,88. Así mismo, es de aplicación la tabla 8 “Factor de corrección para agrupaciones de cables trifásicos o ternas de cables unipolares”, considerando cables en contacto, y una agrupación de 3 circuitos, el factor de corrección es de 0,70. Por tanto, la intensidad máxima admisible del cable será ahora de 338,8 A, por tanto cumple. La sección a emplear es de 3x(3x240mm2) +2x(1x185mm2)


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- L.P.c.a. 3: esta línea recoge la energía producida por 24 generadores de

25 kW cada uno, es por ello que la intensidad de cálculo para esta línea será:

Al ser una intensidad bastante elevada, recurrimos a la instalación de tres cables de la misma sección para cada fase, por lo que la intensidad se reduce a un tercio (360,8 A) Si consideramos una sección de 300 mm2, la intensidad máxima admisible del cable aplicando la ITC-BT-07, tabla 5 “Intensidad máxima admisible, en amperios, para cables con conductores de cobre en instalación enterrada (servicio permanente)” para el aislamiento XLPE, temperatura máxima en el conductor 90ºC y cable unipolar se obtiene: 620 A Atendiendo a la tabla 6 “Factor de corrección F, para temperatura del terreno distinta de 25 ºC” de la ITC-BT-07, debemos aplicar un coeficiente corrector de F (40ºC)=0,88. Así mismo, es de aplicación la tabla 8 “Factor de corrección para agrupaciones de cables trifásicos o ternas de cables unipolares”, considerando cables en contacto, y una agrupación de 3 circuitos, el factor de corrección es de 0,70. Por tanto, la intensidad máxima admisible del cable será ahora de 381,92 A, por tanto cumple. La sección a emplear es de 3x(3x300mm2) +2x(1x240mm2) Para el cálculo de la caída de tensión para cada línea, se ha empleado la siguiente expresión:

Donde:

- :S sección del cable, en 2mm - :P potencia, en W - :L longitud del conductor, en m - :U tensión, en V


Ω

- :ε caída de tensión, en %

Esta comprobación no tiene mucho sentido, ya que las longitudes de las secciones de las líneas generales de corriente alterna son mínimas y las


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secciones son elevadas, hecho que hace que la caída de tensión para estos tramos sea insignificante.

5.-Cálculo de protecciones. 5.1.-Protección contra sobrecargas y cortocircuitos . Los dispositivos de protección deben cumplir los criterios que se indican:

1. ZNuso III ≤≤

2. tcZ II ≥·45.1 Donde:

- :NI es la intensidad nominal del dispositivo de protección, en A.

- :usoI es la intensidad nominal del cable, en A.

- :ZI es la intensidad máxima admisible del cable, en A. - :tcI es la intensidad convencional de fusión del dispositivo, en A. 3. El poder de corte del dispositivo de protección debe ser superior a la

intensidad de cortocircuito máxima ( ) prevista en la instalación, donde:

Donde:

- :S es la potencia del transformador (630 KVA) - :ccU % tensión de cortocircuito del transformador (4%)

- :sU tensión compuesta en carga (400V)

Por tanto, ccI tomará un valor máximo de 22,73 kA. Es decir, el poder de corte deberá ser de 30 kA o superior.


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A continuación se muestra tabla resumen de comprobaciones 1 y 2 de los dispositivos de protección contra sobrecargas y cortocircuitos de la instalación.

Para las líneas generales de corriente alterna, las comprobaciones se muestran en la siguiente tabla:

5.2.-Protecciones contra contactos indirectos. Se instalan diferenciales de sensibilidad de 300 mA. Ver esquema unifilar. 5.3.-Protección contra sobretensiones. Se instalan varistores. 6.-Instalación de puesta a tierra. La instrucción ITC-BT-18 recoge la normativa referente a las características de la toma de tierra. El objeto de las puestas a tierra es, principalmente, de limitar la tensión que con respecto a tierra puedan presentar en un momento dado las masas metálicas, asegurar la actuación de las protecciones y eliminar o disminuir el riesgo que supone una avería en el material utilizado. Esta protección consiste esencialmente en prever una línea de un conductor de cobre, sin fusible ni protección alguna, de sección suficiente, entre determinados elementos o partes de la instalación y un electrodo, o grupo de electrodos,


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enterrados en el suelo. La puesta a tierra de la instalación fotovoltaica se realizará de forma que no altere la de la compañía distribuidora. Asimismo, las masas de la instalación fotovoltaica estarán conectadas a una tierra independiente de la del neutro del transformador. Se utilizarán tomas de tierra a las que se conectarán directamente las estructuras soporte del generador fotovoltaico, los marcos de los módulos y las bornas de puesta a tierra de los inversores. Datos de partida: Para el diseño de la instalación se han tenido en cuenta los siguientes datos:

- Naturaleza del terreno: Arena arcillosa (Resistividad de 50 a 500Ω.m) - Se utilizarán electrodos tipo pica de acero con capa protectora exterior de cobre de 14mm de diámetro y 2m de longitud. - En el caso de necesitar varias picas en paralelo con el fin de conseguir una resistencia de tierra admisible, la separación entre ellas es recomendable que sea igual o mayor a la longitud enterrada de las mismas, en este 2m. - Las líneas de enlace con tierra tendrán una sección igual o superior a 35mm2. - Las líneas principales de tierra tendrán una sección igual o superior a 16mm2 y deberán ser identificables por medio de una cubierta aislante con los colores amarillo -verde. - Para las derivaciones de las líneas principales de tierra, que unen a las masas metálicas a la línea principal de tierra, las secciones mínimas serán las que se indican en la instrucción ITC-BT-19 para los conductores de protección. Cálculo: El electrodo se dimensionará, de forma que su resistencia de tierra, no sea superior al valor especificado para ella, en cualquier caso. Este valor será tal que cualquier masa no pueda dar lugar a tensiones de contacto superiores a 24 V. Puesto que la sensibilidad de los interruptores diferenciales utilizados es de 300 mA, la resistencia de tierra será:

Ω≤ 80R

La resistencia de una pica vertical viene dada por la expresión:

Donde:

- :L es la longitud de la pica, en m. - :R es la resistencia de paso a tierra, en Ω - :aρ es la resistividad aparente del terreno, m·Ω Tomando una ma ·50Ω=ρ según la tabla 4 de la instrucción ITC-BT-18, y una


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longitud de pica de 2m, se tiene que la resistencia de tierra es de 25 Ω La resistencia de tierra será de 25 Ω <80 Ω Para nuestra instalación, emplearemos picas repartidas por toda la instalación. Ver plano. 7.-Centro de transformación. 7.1.-Intensidad de alta tensión. En un transformador trifásico la intensidad del circuito primario pI viene dada por la

expresión:

Donde:

- S: es la potencia del transformador, en kVA. - pU : es la tensión compuesta primaria, en kV.

- pI : es la intensidad primaria, en A.

Sustituyendo valores: Transformador Potencia (kVA) Up (kV) Ip (A) Transformador 1 630 25 18,19 7.2.-Intensidad de baja tensión. En un transformador trifásico la intensidad del circuito secundario Is viene dada por la expresión:

Donde:

- S: es la potencia del transformador, en kVA. - SU : es tensión compuesta secundaria, en V.

- SI : es la Intensidad secundaria, en A.


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Sustituyendo valores: Transformador Potencia (kVA) Us (V) Is (A) Transformador 1 630 400 909.35 7.3.-Cortocircuito. 7.3.1.-Observaciones. Para el cálculo de la intensidad primaria de cortocircuito se tendrá en cuenta una potencia de cortocircuito de 500 MVA en la red de distribución, dato proporcionado por la Cía suministradora. 7.3.2.- Cálculo de corrientes de cortocircuito. Para el cálculo de las corrientes de cortocircuito utilizaremos las siguientes expresiones: - Intensidad primaria para cortocircuito en el lado de Alta Tensión:

Donde:

- ccS : es la potencia de cortocircuito de la red, en MVA.

- pU : es la tensión compuesta primaria, en kV.

- ccpI : es la intensidad de cortocircuito primaria, en kA.

- Intensidad secundaria para cortocircuito en el lado de Baja Tensión (despreciando la impedancia de la red de Alta Tensión):

Donde: - S: es la potencia del transformador, en kVA. - (%)ccU : es la tensión de cortocircuito, en % del transformador.

- sU : es la tensión compuesta en carga en el secundario, en V.

- ccsI : es la intensidad de cortocircuito secundaria, en kA.


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7.3.3.- Cortocircuito en el lado de Alta Tensión. Utilizando las expresiones del apartado 7.2. Scc (MVA) Up (kV) Iccp (kA) 500 20 14,43 7.3.4.- Cortocircuito en el lado de Baja Tensión. Utilizando las expresiones del apartado 7.3.2. Transformador Potencia (kVA) Us (V) Ucc (%) Iccs (kA) Transformador 1 630 400 4.5 20.21

7.4.-Dimensionado del embarrado. Las características del embarrado son: Intensidad asignada: 400 A. Límite térmico, 1 s: 16 kA eficaces. Límite electrodinámico: 40 kA cresta. Por lo tanto dicho embarrado debe soportar la intensidad nominal sin superar la temperatura de régimen permanente (comprobación por densidad de corriente), así como los esfuerzos electrodinámicos y térmicos que se produzcan durante un cortocircuito. 7.4.1.-Comprobación por densidad de corriente. La comprobación por densidad de corriente tiene por objeto verificar que el conductor que constituye el embarrado es capaz de conducir la corriente nominal máxima sin sobrepasar la densidad de corriente máxima en régimen permanente. Dado que se utilizan celdas bajo envolvente metálica fabricadas por Orma-SF6 conforme a la normativa vigente, se garantiza lo indicado para la intensidad asignada de 400 A. 7.4.2.-Comprobación por solicitación electrodinámic a. Según la MIE-RAT 05, la resistencia mecánica de los conductores deberá verificar, en caso de cortocircuito que:


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Donde:

- :máxσ es el valor de la carga de rotura de tracción del material de los conductores. Para cobre semiduro 2800 Kg / cm2.

- :ccpI es la intensidad permanente de cortocircuito trifásico, en kA.

- :L es la separación longitudinal entre apoyos, en cm. - :d es la separación entre fases, en cm. - :W es el módulo resistente de los conductores, en cm3. Dado que se utilizan celdas bajo envolvente metálica fabricadas por Orma-SF6 conforme a la normativa vigente se garantiza el cumplimiento de la expresión anterior. 7.4.3.-Comprobación por solicitación térmica a cort ocircuito. La sobreintensidad máxima admisible en cortocircuito para el embarrado se determina:

tTSI th

∆= ··α

Donde: - thI : es la intensidad eficaz, en A. - α : es 13 para el Cu. - S: es la sección del embarrado, en mm2. - T∆ : es la elevación o incremento máximo de temperatura, 150ºC para Cu. - t :: es el tiempo de duración del cortocircuito, en s. Puesto que se utilizan celdas bajo envolvente metálica fabricadas conforme a la normativa vigente, se garantiza que:

kAI th 16≥ durante 1 s.

7.5.-Selección de las protecciones de alta y baja t ensión. Los transformadores están protegidos tanto en AT como en BT. En Alta tensión la protección la efectúan las celdas asociadas a esos transformadores, y en baja tensión la protección se incorpora en los cuadros de BT.

- Protección trasformador 1. La protección del transformador en AT de este CT se realiza utilizando una celda de interruptor con fusibles combinados, siendo éstos los que efectúan la protección ante cortocircuitos. Estos fusibles son limitadores de corriente,


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produciéndose su fusión antes de que la corriente de cortocircuito haya alcanzado su valor máximo. Los fusibles se seleccionan para: - Permitir el paso de la punta de corriente producida en la conexión del transformador en vacio. - Soportar la intensidad nominal en servicio continuo. La intensidad nominal de los fusibles se escogerá por tanto en función de la potencia:

Potencia (kVA) In fusibles (A)

630 63 Para la protección contra sobrecargas se instalará un relé electrónico con captadores de intensidad por fase, cuya señal alimentará a un disparador electromecánico liberando el dispositivo de retención del interruptor.

- Protección en Baja Tensión. En el circuito de baja tensión de cada transformador según RU6302 se instalará un Cuadro de Distribución de 4 salidas con posibilidad de extensionamiento. Se instalarán fusibles en todas las salidas, con una intensidad nominal igual al valor de la intensidad exigida a esa salida, y un poder de corte mayor o igual a la corriente de cortocircuito en el lado de baja tensión, calculada en el apartado 8.3.4. La descarga del transformador al cuadro de Baja Tensión se realizará con conductores XLPE 0,6/1kV 240 mm2 Al unipolares instalados al aire cuya intensidad admisible a 40ºC de temperatura ambiente es de 420 A. Para el transformador 1, cuya potencia es de 630 kVA y cuya intensidad en Baja Tensión se ha calculado en el apartado 8.2, se emplearán 3 conductores por fase y 2 para el neutro. 7.6.-Dimensionado de la ventilación del centro de t ransformación. Para el cálculo de la superficie mínima de las rejillas de entrada de aire en el edificio del centro de transformación, se utiliza la siguiente expresión:

Donde: - :cuW son las pérdidas en el cobre del transformador, en kW.

- :feW son las pérdidas en el hierro del transformador, en kW.


- 27 -

- :k es el coeficiente en función de la forma de las rejillas de entrada de aire, 0,5.

- :h es la distancia vertical entre centros de las rejillas de entrada y salida, en m.

- :T∆ es la diferencia de temperatura entre el aire de salida y el de entrada, 15ºC.

- :rS es la superficie mínima de la rejilla de entrada de ventilación del transformador, en m2.

No obstante, puesto que se utilizan edificios prefabricados de Orma-mn éstos han sufrido ensayos de homologación en cuanto al dimensionado de la ventilación del centro de transformación. 7.7.-Dimensionado del pozo apagafuegos. El pozo de recogida de aceite será capaz de alojar la totalidad del volumen que contiene el transformador, y así es dimensionado por el fabricante al tratarse de un edificio prefabricado. 7.8.-Cálculo de las instalaciones de puesta a tierr a. 7.8.1.-Investigación de las características del sue lo. Según la investigación previa del terreno donde se instalará este Centro de

Transformación, se determina una resistividad media superficial de 150 Ω·m. 7.8.2.- Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo correspondiente a la eliminación del defecto. En instalaciones de Alta Tensión de tercera categoría los parámetros de la red que intervienen en los cálculos de faltas a tierras son: - Tipo de neutro.

El neutro de la red puede estar aislado, rígidamente unido a tierra, o a través de impedancia (resistencia o reactancia), lo cual producirá una limitación de las corrientes de falta a tierra. - Tipo de protecciones en el origen de la línea.

Cuando se produce un defecto, éste es eliminado mediante la apertura de un elemento de corte que actúa por indicación de un relé de intensidad, el cual puede actuar en un tiempo fijo (relé a tiempo independiente), o según una curva de tipo inverso (relé a tiempo dependiente). Asimismo pueden existir reenganches posteriores al primer disparo que sólo influirán en los cálculos si se producen en un tiempo inferior a 0,5 s. Según los datos de la red proporcionados por la compañía suministradora, se tiene:


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- Intensidad máxima de defecto a tierra, Idmáx (A): 300. - Duración de la falta. - Desconexión inicial.

Tiempo máximo de eliminación del defecto (s): 1. 7.8.3.-Diseño de la instalación de tierra. Para los cálculos a realizar se emplearán los procedimientos del ”Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación de tercera categoría“, editado por UNESA. - TIERRA DE PROTECCIÓN.

Se conectarán a este sistema las partes metálicas de la instalación que no estén en tensión normalmente pero pueden estarlo por defectos de aislamiento, averías o causas fortuitas, tales como chasis y bastidores de los aparatos de maniobra, envolventes metálicas de las cabinas prefabricadas y carcasas de los transformadores. - TIERRA DE SERVICIO. Se conectarán a este sistema el neutro del transformador y la tierra de los secundarios de los transformadores de tensión e intensidad de la celda de medida. Para la puesta a tierra de servicio se utilizarán picas en hilera de diámetro 14 mm. y longitud 2 m., unidas mediante conductor desnudo de Cu de 50 mm2 de sección. El valor de la resistencia de puesta a tierra de este electrodo

deberá ser inferior a 37Ω. La conexión desde el centro hasta la primera pica del electrodo se realizará con cable de Cu de 50 mm2, aislado de 0,6/1 kV bajo tubo plástico con grado de protección al impacto mecánico de 7 como mínimo. 7.8.4.- Cálculo de la resistencia del sistema de ti erra. Las características de la red de alimentación son:

- Tensión de servicio, U = 20000 V. - Puesta a tierra del neutro: - A través de impedancia: 25:)(;0:)( ΩΩ nn XR

- Nivel de aislamiento de las instalaciones de Baja Tensión, 000.10:btU - Características del terreno: · 150:)·( mterreno Ωρ

· 3000:)·( mHhormigón Ωρ


- 29 -

TIERRA DE PROTECCIÓN.

Para el cálculo de la resistencia de la puesta a tierra de las masas ( tR ), la

intensidad y tensión de defecto ( dd UI , ), se utilizarán las siguientes fórmulas: · Resistencia del sistema de puesta a tierra, tR :

)(· Ω= ρrt kR

· Intensidad de defecto, dI :

22)(·3 ntn

d

XRR

UI

++=

· Tensión de defecto, dU : )(· VIRU dtd = El electrodo adecuado para este caso tiene las siguientes propiedades: · Configuración seleccionada: 50-25/5/82. · Geometría: Anillo. · Dimensiones (m): 5x2.5. · Profundidad del electrodo (m): 0.5. · Número de picas: 8. · Longitud de las picas (m): 2. Los parámetros característicos del electrodo son:

· De la resistencia, 092.0))·(( =ΩΩ

mK r

· De la tensión de paso, 0211.0)))·((( =Ω AmVK p

· De la tensión de contacto exterior, 042.0)))·((( =Ω AmVKC

Sustituyendo valores en las expresiones anteriores, se tiene:

Ω==Ω= 8,13150·092,0)(·ρrt kR


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TIERRA DE SERVICIO. El electrodo adecuado para este caso tiene las siguientes propiedades: · Configuración seleccionada: 5/32. · Geometría: Picas en hilera. · Profundidad del electrodo (m): 0.5. · Número de picas: 3. · Longitud de las picas (m): 2. · Separación entre picas (m): 3.

Los parámetros característicos del electrodo son:

- De la resistencia, 135.0))·(( =ΩΩ

mK r

Sustituyendo valores:

Ω<Ω==Ω= 3775,20150·135,0)(·ρrneutrot kR

7.8.5.- Cálculo de las tensiones en el exterior de la instalación. Con el fin de evitar la aparición de tensiones de contacto elevadas en el exterior de la instalación, las puertas y rejillas metálicas que dan al exterior del centro no tendrán contacto eléctrico alguno con masas conductoras que, a causa de defectos o averías, sean susceptibles de quedar sometidas a tensión. Con estas medidas de seguridad, no será necesario calcular las tensiones de contacto en el exterior, ya que estas serán prácticamente nulas. Por otra parte, la tensión de paso en el exterior vendrá dada por las características del electrodo y la resistividad del terreno según la expresión:

VIkU dpp 5,949300·150·0211,0·· === ρ

7.8.6.- Cálculo de las tensiones en el interior de la instalación. En el piso del Centro de Transformación se instalará un mallazo electrosoldado, con redondos de diámetro no inferior a 4 mm. formando una retícula no superior a 0,30x0,30 m. Este mallazo se conectará como mínimo en dos puntos opuestos de la puesta a tierra de protección del Centro.


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Dicho mallazo estará cubierto por una capa de hormigón de 10 cm. como mínimo. Con esta medida se consigue que la persona que deba acceder a una parte que pueda quedar en tensión, de forma eventual, estará sobre una superficie equipotencial, con lo que desaparece el riesgo de la tensión de contacto y de paso interior. De esta forma no será necesario el cálculo de las tensiones de contacto y de paso en el interior, ya que su valor será practicamente cero. Asimismo la existencia de una superficie equipotencial conectada al electrodo de tierra, hace que la tensión de paso en el acceso sea equivalente al valor de la tensión de contacto exterior.

VIkaccU dcp 57,547.1238,404·150·042,0··)( === ρ

7.8.7.-Cálculo de las tensiones aplicadas. Para la obtención de los valores máximos admisibles de la tensión de paso exterior y en el acceso, se utilizan las siguientes expresiones:

Vt

kU

npa

)1000·61·(

·10ρ+

=

))1000)·3·3(1·((

·10)(

Hnaccpat

kU ρρ ++=

.´´´ sttt +=

Donde:

Donde: - paU : es la tensión de paso admisible en el exterior, en V.

- )(accpaU : es la tensión en el acceso admisible, en V.

- k , n: son constantes según MIERAT 13, dependen de t. - t: es el tiempo de duración de la falta, en segundos. - t´: es el tiempo de desconexión inicial, en segundos. - t´´: es el tiempo de la segunda desconexión, en segundos.

- ρ : es la resistividad del terreno, en Ω·m.

- :Hρ es la resistividad del hormigón, 3000 Ω·m.


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Según el punto 8.8.2. el tiempo de duración de la falta es:

´t =1s

.1´ stt == Sustituyendo valores:

VU pa 5,491.1=

VU accpa 25,203.8)( =

Los resultados obtenidos se presentan en la siguiente tabla: Tensión de paso en el exterior y de paso en el acceso. Concepto Valor calculado Condición Valor admisible Tensión de paso en el exterior pU = 1279.85 V. ≤ paU = 1491.5 V.

Tensión de paso en el acceso )(accpU = 2547.57 V. ≤ )(accpaU = 8203.25 V.

Tensión e intensidad de defecto. Concepto Valor calculado Condición Valor admisible Tensión de defecto dU = 5580.4 V. ≤ btU = 10000 V. Intensidad de defecto dI = 404.38 A. > 7.8.8.-Investigación de las tensiones transferibles al exterior. Al no existir medios de transferencia de tensiones al exterior no se considera necesario un estudio para su reducción o eliminación. No obstante, para garantizar que el sistema de puesta a tierra de servicio no alcance tensiones elevadas cuando se produce un defecto, existirá una distancia de separación mínima ( ), entre los electrodos de los sistemas de puesta a tierra de protección y de servicio.

mI

pD dn 65,9

·2000

)·(=≥−

πρ


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Donde:

- ρ : es la resistividad del terreno, en m·Ω . - :dI es la intensidad de defecto, en A.

La conexión desde el centro hasta la primera pica del electrodo de servicio se realizará con cable de Cu de 50 mm2, aislado de 0,6/1 kV bajo tubo plástico con grado de protección al impacto mecánico de 7 como mínimo. 7.8.9.-Corrección del diseño inicial. No se considera necesario la corrección del sistema proyectado según se pone de manifiesto en las tablas del punto 8.8.7. 8.-Estructura y cimentación de generadores. La instalación objeto de este proyecto consta de 42 generadores de 25 kW en el campo 1 y de 24 generadores de la misma potencia en el campo 2. Cada generador estará formado por una estructura metálica donde se instalan 153 módulos fotovoltaicos. Dicha estructura se une a la cimentación mediante placas de anclaje, y a estas mediantes soldaduras. La cimentación se hará mediante zapatas aisladas de hormigón armado. Ver plano. 8.1.-Cálculo de solicitaciones 8.1.1.-Cargas permanentes. Se deben calcular las fuerzas que solicitarán a la estructura de cálculo. Las cargas permanentes para nuestro generador serán las del peso propia de la estructura del mismo, así como el peso de los módulos fotovoltaicos. El peso de la estructura del generador viene recogido en la ficha técnica del fabricante, siendo el mismo de 5.500 kg, además el peso de un módulo fotovoltaico, según fabricante es de 15,4 kg. Sobre cada generador se instalan 153 módulos fotovoltaicos, con lo que el peso total de los módulos es de 2.356 kg, además se incrementa este peso en un 2% (44kg) considerándose así el peso debido a la tornillería e instalación del mismo. Por tanto el peso permanente es de 7.900 kg (7,9T) 8.1.2.-Viento. Para el cálculo de las solicitaciones de viento, se ha recurrido al Eurocódigo, ya que el código técnico de la edificación no recoge el cálculo de viento para nuestro caso. Según el artículo 6 del eurocódigo, la fuerza global del viento provocada por presiones sigue la siguiente expresión;


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Donde: - :refq es la presión media de la velocidad de referencia del viento.

- :)( ee ZC es el coeficiente de exposición.

- :dC es el coeficiente dinámico.

- :fC es el coeficiente de fuerza.

- :refA es el área de referencia para fC

De todos los casos del Eurocódigo, el que más se asemeja al de nuestra instalación es el de paneles de señalización (artículo 10.4.4), ya que los generadores fotovoltaicos llegarán a alcanzar una inclinación durante su seguimiento del sol de 50º

• Cálculo de refq

Según nos indica el artículo 7 del Eurocódigo, la presión de referencia del viento tiene la siguiente expresión:

Siendo la refv para la ubicación de la instalación de 24 m/s (86,4

km/h) según figura 7.2 del Eurocódigo. Esta velocidad de referencia se define como la velocidad media del viento durante un tiempo de 10 minutos a una altura de 10 m sobre el suelo en un terreno de categoría II con una probabilidad anual de ser excedido de 0,02 Esta velocidad de referencia se ha aumentado a criterio del proyectista para estar del lado de la seguridad, ya que se pueden presentar vientos superiores en periodos determinados en la zona donde se ubica la instalación, pasando a tomar el valor de 33,33 m/s (120 km/h)

• Cálculo de )( ee ZC El coeficiente de exposición se calcula mediante figura 8.3 del artículo 8.5 del Eurocódigo, tomando este para z=10m y categoría II un valor de 3,2)( =ee ZC


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• Cálculo de dC

El coeficiente dinámico se calcula mediante el artículo 9.3, tomando éste un valor igual a la unidad.

• Cálculo de fC

El coeficiente de fuerza para el caso de carteles de señalización toma la expresión según el articulo 10.4.4 del Eurocódigo de λψ·5.2=fC

Según la figura 10.14.1 del Eurocódigo, con 1=φ y 8.1==l

bλ ; λψ

toma un valor de 0,63 Por tanto, 575,163,0·5,2·5.2 === λψfC

• Cálculo de refA

El área de referencia en nuestro caso, no es mas que la longitud por la anchura del generador, siendo en este caso de

22,2054,11·18· mblAref ===

Con todos los elementos de la expresión obtenidos, podemos proceder al cálculo de la fuerza global

Esta fuerza debida al viento actúa en el centro del generador fotovoltaico, a continuación se muestra un pequeño gráfico aclaratorio: Una vez identificadas las fuerzas que solicitarán al generador fotovoltaico, se deben reducir éstas a la base de la estructura de forma que sirvan como datos de partida para el cálculo de las placas de anclaje, así como de la cimentación.


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Las fuerzas se reducen a la base del generador tal y como se muestra:

Los valores de estas fuerzas reducidas son:

Para las distintas situaciones de proyecto, las combinaciones de acciones se definirán de acuerdo con los siguientes criterios: Para hormigón:

Situaciones no sísmicas

Situaciones sísmicas


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Para acero:

Situaciones no sísmicas

Situaciones sísmicas

Para el cálculo de la cimentación, así como de las placas de anclaje, no es necesario el cálculo para la situación 2 (sismo) ya que son estructuras ligeras y es más desfavorable su cálculo a viento. Las comprobaciones y dimensionamiento de la cimentación se han realizado con el programa informático CYPE, con el módulo de elementos de cimentación. Ver comprobaciones y dimensionado en anejo de cálculo, así como en planos

9.1.-Cálculo circuitos de alumbrado Con el fin de garantizar una visión adecuada durante las horas sin luz solar, se dota a la instalación de luminarias en poste, a lo largo de los dos campos


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solares, mediante cuatro circuitos de alumbrado. Para ver la ubicación de las luminarias así como de las líneas ver plano 11. Los cálculos y comprobaciones se han realizado mediante el programa informático Cypelec, se adjuntan las comprobaciones en el anejo de cálculo.

memoria de c lculo -...

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