MEMORIA DESCRIPTIVA -...

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

MEMORIA DESCRIPTIVA

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

MEMORIA DESCRIPTIVA Página 2 de 67

ÍNDICE

CAPÍTULO 1. OBJETO DEL PROYECTO ................................................................... 5

CAPÍTULO 2. ALCANCE DEL PROYECTO ................................................................ 6

CAPÍTULO 3. PROMOTOR DEL ENCARGO ............................................................... 7

CAPÍTULO 4. ANTECEDENTES.................................................................................. 8

4.1 BREVE RESEÑA SOBRE LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA ............................... 8

4.2 HISTORIA DE TUSSAM .................................................................................. 11

CAPÍTULO 5. SITUACIÓN Y EMPLAZAMIENTO ...................................................... 13

CAPÍTULO 6. NORMATIVA APLICABLE AL PROYECTO ....................................... 15

6.1 LEGISLACIÓN DE ÁMBITO NACIONAL ......................................................... 15

6.2 LEGISLACIÓN DE ÁMBITO AUTONÓMICO .................................................. 16

6.3 LEGISLACIÓN ESPECÍFICA EN MATERIA DE PRL ..................................... 16

6.4 LEGISLACIÓN MEDIOAMBIENTAL ............................................................... 16

6.5 OTRA NORMATIVA ......................................................................................... 17

CAPÍTULO 7. DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS AMPLIADAS EN LA PLANTA

SOLAR FOTOVOLTAICA .......................................................................................... 18

7.1 ZONA 1 ............................................................................................................ 20

7.2 ZONA 2 ............................................................................................................ 20

7.3 ZONA 3............................................................................................................. 20

CAPÍTULO 8. PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA .................................................... 23

8.1 CLASIFICACIÓN DE LA INSTALACIÓN ........................................................ 23

8.2 PARTES DE LA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA ........................... 24

8.3 ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN ............................................................... 25

8.3.1 Módulo solar fotovoltaico ................................................................................ 25

8.3.2 Estructura soporte .......................................................................................... 26

8.3.3 Cajas de conexión .......................................................................................... 27

8.3.4 Inversor .......................................................................................................... 28

8.3.5 Transformador ................................................................................................ 29

8.3.6 Otros .............................................................................................................. 30

8.4 CONFIGURACIÓN DE LOS GENERADORES FOTOVOLTAICOS DE CADA

ZONA AMPLIADA ...................................................................................................... 30

8.5 SITUACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE LOS INVERSORES ......................... 32





CAPÍTULO 9. OBRA CIVIL Y CANALIZACIONES ELÉCTRICAS ............................. 34

9.1 TRABAJOS PREVIOS ..................................................................................... 34

9.1.1 Demoliciones en el interior de la parcela ....................................................... 34

9.1.2 Demoliciones en el vial público ....................................................................... 34

9.2 OBRA CIVIL ..................................................................................................... 35

9.2.1 Estructura soporte de los paneles fotovoltaicos .............................................. 35

9.2.2 Paneles fotovoltaicos ...................................................................................... 35

9.2.3 Edificio prefabricado y tomas de tierra ............................................................ 36

9.2.4 Canalizaciones para cableado ........................................................................ 37

Consideraciones generales ................................................................................. 37

Tramo de marquesinas ........................................................................................ 37

Tramo subterráneo .............................................................................................. 37

Empalmes y conexiones ...................................................................................... 38

Reposición de pavimentos, firmes y acabados .................................................... 39

CAPÍTULO 10. INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE BT .................................................. 40

10.1 DESCRIPCIÓN GENERAL ............................................................................. 40

10.2. INSTALACIÓN DE CORRIENTE CONTINUA ............................................... 41

10.2.1 Cableado ...................................................................................................... 41

10.2.2 Aparamenta eléctrica .................................................................................... 42

Protecciones del inversor ..................................................................................... 43

10.3. INSTALACIÓN DE CORRIENTE ALTERNA ................................................. 44

10.3.1 Cableado ...................................................................................................... 44

10.3.2 Aparamenta eléctrica .................................................................................... 44

Protección contra contactos directos ................................................................... 45

Protección contra contactos indirectos ................................................................. 45

Protección contra cortocircuitos y sobrecargas .................................................... 45

Protección contra sobretensiones ........................................................................ 46

Otras protecciones y elementos de maniobra ...................................................... 46

Ubicación de las distintas protecciones ............................................................... 46

10.4 PUESTA A TIERRA ........................................................................................ 47

10.4.1 Puesta a tierra de la parte de CC ................................................................. 49

10.4.2 Puesta a tierra de la parte de CA .................................................................. 49

10.4.3 Detalles constructivos de la puesta a tierra .................................................. 49





10.4.4 Configuración de la toma de tierra ................................................................ 49

10.4.5 Elementos a conectar en cada toma de tierra ............................................... 49

10.4.6 Conductores de protección ........................................................................... 50

10.4.7 Conductores de equipotencialidad ................................................................ 50

10.4.8 Separación entre la toma de tierra de la instalación solar y las masas del CT

................................................................................................................................ 50

CAPÍTULO 11. CONTROL Y MONITORIZACIÓN DE LA PLANTA ........................... 51

CAPÍTULO 12. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN ................................................... 53

12.1 CARACTERÍSTICAS DEL EDIFICIO............................................................. 53

12.2 PROPIEDAD Y EMPLAZAMIENTO .............................................................. 53

12.3. ELEMENTOS DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN ................................ 54

12.3.1 Envolvente ................................................................................................... 54

12.3.2 Suelos .......................................................................................................... 54

12.3.3 Puertas y rejillas de ventilación..................................................................... 54

12.3.4 Transformador .............................................................................................. 54

12.3.5 Celdas de MT ............................................................................................... 55

Celdas de línea .................................................................................................... 56

Celda de protección del transformador ................................................................ 57

Protecciones de maniobras de las celdas ............................................................ 57

12.3.6 Conexionado en el lado de BT ..................................................................... 58

12.3.7 Conexionado en el lado de MT ..................................................................... 58

12.3.8 Puesta a tierra .............................................................................................. 58

12.3.9 Alumbrado .................................................................................................... 59

12.3.10 Ventilación .................................................................................................. 59

12.3.11 Protección contra incendios ........................................................................ 59

12.3.12 Medidas de seguridad ................................................................................ 59

12.4 ELEMENTOS ANEXOS AL CT ...................................................................... 60

CAPÍTULO 13. INSTALACIONES AUXILIARES ....................................................... 62

13.1 ILUMINACIÓN ................................................................................................ 62

13.2 INSTALACIÓN CONTRA INCENDIOS ........................................................... 63

CAPÍTULO 14. PLANIFICACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE LOS TRABAJOS .......... 64

CAPÍTULO 15. RESUMEN DE PRESUPUESTOS .................................................... 67





CAPÍTULO 1. OBJETO DEL PROYECTO

El objeto del presente proyecto es diseñar la Ampliación de la Planta

Fotovoltaica instalada en los aparcamientos para autobuses de Tussam. En concreto,

la ampliación se realizará en tres zonas claramente diferenciadas, donde aún no

existen paneles fotovoltaicos.





CAPÍTULO 2. ALCANCE DEL PROYECTO

Para la elaboración del presente proyecto partimos de una planta fotovoltaica ya instalada y en funcionamiento en el aparcamiento de la empresa Tussam, la cual ampliaremos en tres zonas determinadas que denominaremos respectivamente, ZONA 1 (aparcamientos situados en la parte de la norte de la parcela), ZONA 2 (aparcamientos en la zona de repostaje de Gas Natural) y ZONA 3 (aparcamientos pegados al edificio de repostaje)

El presente Proyecto describe (documental y gráficamente) el diseño de la planta solar fotovoltaica antes mencionada, justificando siempre las soluciones que se han adoptado en esta Memoria Descriptiva y/o en los Anejos correspondientes, incluyendo fichas técnicas de los equipos, tablas de cálculo, etc. Se supondrá que todas las administraciones públicas extenderán todas las autorizaciones pertinentes (licencias y demás) necesarias para la realización de las obras pertinentes y conexión a red de la instalación solar, pues ya existe el punto de conexión a Red proporcionado por ENDESA en el lugar indicado en la documentación gráfica correspondiente.





CAPÍTULO 3. PROMOTOR DEL ENCARGO

Se realiza el presente Proyecto como Proyecto Final de Carrera para la obtención de la titulación de Ingeniero Industrial, impartida en la Escuela Técnica Superior de Ingenieros de la Universidad de Sevilla. El promotor del encargo del proyecto es el tutor del mismo, D. Fernando Delgado Ruiz, profesor asociado al departamento de Ingeniería de la Construcción y Proyectos de Ingeniería de la Escuela.





CAPÍTULO 4. ANTECEDENTES

4.1 BREVE RESEÑA SOBRE LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA

La energía solar fotovoltaica es un tipo de electricidad renovable obtenida directamente a partir de la radiación solar mediante un dispositivo semiconductor denominado célula fotovoltaica, o una deposición de metales sobre un sustrato llamado célula solar de película fina.

Este tipo de energía se usa para alimentar innumerables aparatos autónomos, para abastecer refugios o casas aisladas de la red eléctrica y para producir electricidad a gran escala a través de redes de distribución.

La corriente eléctrica continua que proporcionan los módulos fotovoltaicos se puede transformar en corriente alterna mediante un aparato electrónico llamado inversor e inyectar en la red eléctrica. Existen fundamentalmente dos tipos de aplicaciones de la energía solar fotovoltaica: instalaciones aisladas de la red eléctrica y centrales de generación conectadas a la red. Esta última aplicación consiste en generar electricidad mediante paneles solares fotovoltaicos e inyectarla directamente a la red de distribución eléctrica. El proceso es el siguiente: se genera la energía a bajas tensiones (380-800 V) y en corriente continua, para luego transformarla con un inversor en corriente alterna. Mediante un centro de transformación se eleva a media tensión (15 ó 25 kV) y se inyecta en las redes de transporte de la compañía. El modelo más desarrollado en España es el conocido como huerta solar, que consiste en la agrupación de varias instalaciones de distintos propietarios en suelo rústico. Cada instalación tiene una potencia de hasta 100kW, que es el umbral que establecía la legislación para el máximo precio de venta de energía eléctrica.

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_solar

http://es.wikipedia.org/wiki/Electricidad_renovable

http://es.wikipedia.org/wiki/Radiaci%C3%B3n_solar

http://es.wikipedia.org/wiki/Semiconductor

http://es.wikipedia.org/wiki/C%C3%A9lula_fotovoltaica

http://es.wikipedia.org/wiki/C%C3%A9lula_solar_de_pel%C3%ADcula_fina

http://es.wikipedia.org/wiki/Red_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Electricidad





Figura 4.1.1 Esquema de funcionamiento de una instalación solar fotovoltaica conecta a red

Debido a la creciente demanda de energías renovables, la fabricación de células solares e instalaciones fotovoltaicas ha avanzado considerablemente en los últimos años.

Entre los años 2001 y 2012 se ha producido un crecimiento exponencial de la producción de energía fotovoltaica, doblándose aproximadamente cada dos años. Por lo que si esta tendencia continúa, la energía fotovoltaica cubriría el 10% del consumo energético mundial en 2018, alcanzando una producción aproximada de 2.200 TWh, lo que podría llegar a proporcionar el 100% de las necesidades energéticas actuales en torno al año 2027.

Es por esto que la energía solar fotovoltaica es actualmente, después de las energías hidroeléctrica y eólica, la tercera fuente de energía renovable más importante en términos de capacidad instalada a nivel global.

Gracias a los avances tecnológicos, la sofisticación y la economía de escala, el coste de la energía solar fotovoltaica se ha reducido de forma constante desde que se fabricaron las primeras células solares comerciales, aumentando a su vez la eficiencia, y logrando que su coste medio de generación eléctrica sea ya competitivo con las fuentes de energía convencionales en un creciente número de regiones geográficas, alcanzando la paridad de red.

Con la tecnología actual, los paneles fotovoltaicos recuperan la energía necesaria para su fabricación en un período comprendido entre 6 meses y 1,4 años; teniendo en cuenta que su vida útil media es superior a 30 años, producen electricidad limpia durante más del 95% de su ciclo de vida.

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADas_renovables

http://es.wikipedia.org/wiki/2001




http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_hidroel%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_e%C3%B3lica

http://es.wikipedia.org/wiki/Econom%C3%ADa_de_escala

http://es.wikipedia.org/wiki/Paridad_de_red





Figura 4.1.2 Mapa de irradiación en España

Como podemos ver en el gráfico, España es uno de los países de Europa con

mayor irradiación anual. Esto hace que la energía solar sea en este país más rentable

que en otros. Regiones como el norte de España, que generalmente se consideran

poco adecuadas para la energía fotovoltaica, reciben más irradiación anual que la

media en Alemania, país que mantiene desde hace años el liderazgo en la promoción

de la energía solar fotovoltaica.

Actualmente, el acceso a la red eléctrica en España requiere una serie de

permisos de la administración y la autorización de la compañía eléctrica distribuidora

de la zona. Ésta tiene la obligación de dar punto de enganche o conexión a la red

eléctrica.

En enero de 2012 el Gobierno aprobó el Real Decreto Ley 1/2012 por el que se

procedió a la suspensión de forma indefinida de los cupos del Régimen Especial de

energía, es decir, los procedimientos de preasignación de retribución y de los

incentivos económicos para nuevas instalaciones fotovoltaicas y demás energías

renovables. En la práctica este RDL supuso que las nuevas plantas fotovoltaicas que

no estuvieran inscritas en cupos no recibirán prima alguna pero podrán vender la

energía a precio de mercado.

Tal regulación supuso un gran freno al desarrollo de la energía fotovoltaica y

agravó la crisis del sector renovable iniciada en el año 2010, cuando el anterior

Gobierno aprobó dos regulaciones, una que limitaba la percepción de primas hasta el

límite del año 25 (RD 1565/2010, de 19 de noviembre) y la última, que fue publicada el

día de Navidad, 24 de diciembre de 2010, en la que se limitaba el número de horas

susceptibles de pago, llegando a establecerse un recorte retroactivo de un 30% sobre

lo prometido anteriormente.

http://es.wikipedia.org/wiki/Espa%C3%B1a

http://es.wikipedia.org/wiki/Europa

http://es.wikipedia.org/wiki/Alemania


http://es.wikipedia.org/wiki/R%C3%A9gimen_Especial_de_energ%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/R%C3%A9gimen_Especial_de_energ%C3%ADa







4.2 HISTORIA DE TUSSAM TUSSAM, comprometida con el desarrollo sostenible y apostando por las energías limpias, tiene entre sus objetivos el incorporar aquellas novedades tecnológicas que colaboren a minimizar el impacto ambiental de su actividad y favorezcan su contribución al desarrollo sostenible de nuestra ciudad. A lo largo de los años, TUSSAM ha ido realizando proyectos en los cuales ha incluido las energías renovables en sus proyectos, entre los que destacamos: • Año 2005. TUSSAM introduce el biodiesel en parte de su flota de autobuses. Ello está suponiendo una reducción de 181,8 Tn/año de emisiones de CO2 a la atmósfera. • Año 2006. TUSSAM incorpora el uso de Gas Natural en el transporte urbano, que aporta considerables beneficios medioambientales con respecto al uso de combustibles tradicionales, como por ejemplo la reducción de las emisiones de CO2, la nula emisión de partículas sólidas y de SO2, así como la reducción importante de emisiones de NOx y de CO. Con esta reducción de emisiones se mejora la calidad del ambiente urbano, se atenúa el efecto invernadero y se contribuye a la conservación del conjunto histórico de la ciudad. Se prevé obtener hasta el año 2013 una reducción de emisiones a la atmósfera de 2283 Toneladas de CO2/año. • Año 2007. TUSSAM participa en un proyecto de investigación sobre el desarrollo y prueba en vehículos de un nuevo biocombustible formado por una mezcla de Bioetanol y de gasóleo que se denomina e-diesel. Se prevé que en los próximos años empiece a introducirse en algunas líneas de autobuses. • Octubre de 2007. Se inaugura el MetroCentro, eliminándose en esta zona el tráfico rodado, apostando por un medio de transporte totalmente limpio ya que funciona con energía eléctrica. • Año 2008. TUSSAM incorpora a su flota microbuses de tracción eléctrica 2008, con baterías de alta capacidad, para dar servicio al centro histórico con vehículos que no emitan ningún tipo de contaminación acústica ni ambiental. Esto supone una reducción de CO2 de 20,9Tn/año a la atmósfera. • Año 2009. TUSSAM prueba en línea un nuevo autobús de tipo híbrido eléctricodiesel. • Abril de 2009. Se inaugura la Línea 1 del Metro de Sevilla, que continúa en expansión. Este medio de transporte transporta actualmente unos 18 millones de viajeros al año, lo que supone una cantidad importantísima de ahorros de emisiones de CO2, NOx y partículas a la atmósfera. • En relación con la energía solar fotovoltaica. En Septiembre de 2008 TUSSAM finaliza la construcción de una planta solar fotovoltaica con una potencia eléctrica de 1.800 Kw en sus instalaciones (aparcamientos de autobuses, que proporciona sombra para 315 vehículos), la finalidad de esta planta es varia (reducción de emisiones a la atmósfera en 16.537 toneladas de CO2, reducción del consumo de gasóleo en 56.700 litros debido al sistema de aire acondicionado en verano (la sombra producida por los





paneles disminuye la temperatura interior de los vehículos), mejor conservación de los vehículos y beneficios económicos obtenidos de la venta de la energía generada). Esta planta solar es la más grande concebida dentro de un núcleo urbano a nivel nacional. En este proyecto se estudia la ampliación de dicha planta en las tres zonas mencionadas anteriormente en las que finalmente no se colocaron los paneles fotovoltaicos debido a la gran inversión que esto suponía para la empresa.

Figura 4.2.1 Vista de planta solar actualmente instalada





CAPÍTULO 5. SITUACIÓN Y EMPLAZAMIENTO

La instalación solar fotovoltaica que se proyecta se ubicará sobre los aparcamientos de las zonas en las que aún no existen paneles solares, en las instalaciones correspondientes a la estación de autobuses urbanos, propiedad de TUSSAM. Dicha estación se encuentra en la ciudad de Sevilla. La parcela se sitúa en la Avenida de Andalucía nº 11 entre las calles Comercio, Roberto Osborne y Nuevas Profesiones, en el sector nordeste de la ciudad, en la salida hacia la Autovía A-92, y en las proximidades de la Autovía de circunvalación SE-30, en los terrenos del antiguo Acuartelamiento de San Fernando en Sevilla.

Figura 5.1 Plano catastral del emplazamiento





Figura 5.2 Vista aérea de la parcela con las zonas ampliadas

Las coordenadas exactas del lugar son las siguientes:

Figura 5.3. Coordenadas del emplazamiento de la estación de autobuses de Tussam





CAPÍTULO 6. NORMATIVA APLICABLE AL PROYECTO

6.1 LEGISLACIÓN DE ÁMBITO NACIONAL

Real Decreto 3275/1982, de 12 de noviembre, por el que se aprueba el Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, subestaciones y centros de transformación (MIE- RAT) y sus Instrucciones Técnicas Complementarias.

Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión a red de pequeñas instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia.

Real Decreto 1955/2000, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, y sus correspondientes ITC’s.

Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.

Real Decreto 314/2006 del 17 de Marzo, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación (CTE), y todos sus Documentos Básicos (DB) relacionados con seguridad estructural, aptitud al servicio, materiales, salubridad, energía, protección contra incendios y otros.

Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen especial.

Real Decreto 223/2008 por el que se aprueban el Reglamento sobre condiciones técnicas y de garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias (ITC-LAT 01 a 09).

Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología.

Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.





Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, que establece los principios de un modelo de funcionamiento basado en la libre competencia, impulsando a su vez el desarrollo de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial (BOE número 285, de 28 de noviembre de 1997) y las modificaciones introducidas por la Ley 50/1998 del 30 de Diciembre de Medidas Fiscales, Administrativas y del Orden social.

Resolución de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas en la que se establece el modelo de contrato y factura, así como el esquema unifilar, para instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión (BOE número 148, de 21 de junio de 2001).

6.2 LEGISLACIÓN DE ÁMBITO AUTONÓMICO

Decreto 50/2008, de 19 de Febrero de 2008, por el que se regulan los procedimientos administrativos referidos a las instalaciones de energía solar fotovoltaica emplazadas en la Comunidad Autónoma de Andalucía (BOJA núm. 44 de 4 de Marzo de 2008).

Ley 2/2007, de 27 de marzo, de fomento de las energías renovables y del ahorro y eficiencia energética de Andalucía. (BOJA núm. 70 de 10 de abril de 2007).

Ley 7/2007, de Gestión Integrada de la Calidad Ambiental. (BOJA núm. 143 de 20 de julio de 2007).

Orden de 26 de marzo de 2007, por la que se aprueban las especificaciones

técnicas de las instalaciones fotovoltaicas andaluzas. (BOJA núm. 80, de 24 de Marzo de 2007), y su corrección de errores (BOJA núm. 98, de 18 de Mayo de 2007).

6.3 LEGISLACIÓN ESPECÍFICA EN MATERIA DE PRL Se describe en el correspondiente Estudio de Seguridad y Salud, toda la legislación vigente y de aplicación en esta materia.

6.4 LEGISLACIÓN MEDIOAMBIENTAL Se describe en el correspondiente Estudio de Impacto Ambiental, toda la legislación vigente y de aplicación en esta materia.





6.5 OTRA NORMATIVA

EN 61557-8:2001-01, Seguridad eléctrica en las redes de distribución de baja tensión hasta 1000VCA y 1500VCC. Equipos para el control, medida o ensayo de las medidas de protección.

IEC60755. Requerimientos generales para dispositivos de protección operados por corriente residual.

Normas Particulares y Condiciones Técnicas y de Seguridad de Endesa.

Normas UNE

Recomendaciones UNESA

Pliego de Especificaciones Técnicas de Diseño y Montaje de Instalaciones Solares Fotovoltaicas para Producción de Electricidad del Programa de la Junta de Andalucía. (IDAE-PCT-C para instalaciones conectadas a red).





CAPÍTULO 7. DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS AMPLIADAS EN LA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA

El solar completo estudiado es de unos 67750 m2 y en el momento de efectuar los trabajos de campo, la parcela se encontraba llana y urbanizada, sin desniveles ni pendientes de consideración. Se realizan los siguientes trabajos en campo para estudiar el terreno: - Penetración dinámica tipo Borros - Sondeos rotatorios - Nivel freático - Toma de muestras inalteradas - Ensayos de penetración estándar (SPT) Con las muestras tomadas se realizan posteriores ensayos en el laboratorio cuyos resultados podemos consultar en el correspondiente documento presentado en el anejo. Por lo expuesto anteriormente concluimos que las zonas a ampliar en el presente proyecto (ZONA 1, ZONA 2 y ZONA 3) presentan condiciones idóneas para la colocación de marquesinas. No obstante, se tendrá en cuenta que los ensayos han sido realizados de forma puntual, y que aunque en su conjunto son extrapolables no se descarta la posibilidad de que aparezcan zonas de diferentes características a las indicadas. Es por esto, que durante las excavaciones se comprobará que los terrenos existentes coinciden con las previsiones del estudio geotécnico presente en el anejo 2. La planta actualmente instalada genera una potencia de 1800 KW distribuida en la zona central de la parcela. Está formada por un total de 54 marquesinas, lo que supone un total de 3024 paneles fotovoltaicos instalados. Consultar plano número 3 del la presente memoria. Cada marquesina está conectada a un inversor y por cada tres inversores existe un armario que los contiene. Dichos armarios están situados junto a la zanja por la que van los cables en CA procedentes del inversor. El cableado en CC va en bandeja hasta llegar al tubo que lo conduce hasta el suelo para ser conectado al inversor. Existen 18 contadores independientes en el centro de transformación hasta donde llega el cableado procedente de todos los armarios.





Figura 7.1. Vista aérea de la planta actualmente instalada

Figura 7.2. Imagen de marquesinas actualmente instaladas





Para diseñar el resto de la planta, objeto de nuestro proyecto, tenemos en cuenta que nuestro principal objetivo es obtener el mayor número de plazas de aparcamiento posible una vez instaladas las marquesinas en cada zona. Es por esto que obtenemos la siguiente distribución:

7.1 ZONA 1 Denominamos así la zona de aparcamiento situada en el norte de la parcela, formada por una superficie de 4138 m2. En esta zona se estacionarán autobuses dobles, cuya longitud es de 18 metros. Reducimos el ancho de las plazas de aparcamiento de 3,5 metros a 3,2 metros e inclinamos la posición de cada plaza a 50 grados respecto de la vertical, lo máximo posible para permitir el estacionamiento del autobús. Obtenemos por tanto un total de 35 plazas para autobuses dobles en esta zona. Los báculos de apoyo de las marquesinas quedarán a ambos lados de la zanja por donde pasará el cableado tanto de la instalación fotovoltaica como de la iluminación necesaria. Tendremos así un total de 12 marquesinas, lo que equivale a una potencia instalada de 400 KW.

7.2 ZONA 2 Al ser esta la zona de repostaje de Gas Natural, y al tener los surtidores ya instalados, hemos intentado adaptar nuestro proyecto a lo ya existente, para romper lo mínimo posible la estética global de la planta. Las plazas de aparcamiento se quedarán tal y como aparecen en el anterior proyecto, colocando las bases de las marquesinas en el espacio existente contiguo a los surtidores. Al ser esta una zona clasificada que debemos respetar, la instalación eléctrica irá en bandeja y sus cajas de empalmes serán antideflagrantes. Tendremos 6 marquesinas instaladas en 2600 m2 de superficie, lo que supone 200 KW de potencia instalada.

7.3 ZONA 3 Al ser igual a la Zona 1, en cuanto a superficie y tamaño de autobuses a aparcar, se ha tomado el mismo criterio para el diseño de las plazas de aparcamiento. Sin embargo, en este caso, se ha optado por realizar la zanja para el cableado paralela a la ya existente. En esta zona obtenemos un total de 34 plazas.





Se prevee que el edificio de repostaje situado justo delante de esta zona dará sombra a ciertos paneles, por lo que se decide poner en las tres marquesinas centrales, paneles estáticamente similares al resto pero que no absorberán radiación solar. Serán paneles con un marco de aluminio y en su interior cristal tintado. En total tendremos 9 marquesinas iguales que las de la zona 1 y la zona 2 y 3 marquesinas de la misma estructura pero con distintos paneles. Es por esto, que esta zona sólo proporcionará 300 KW. La decisión adoptada influirá notablemente en el coste de la instalación.

Figura 7.3. Zona norte de la parcela (Zona 1)

Figura 7.4. Zona de Gas Natural (Zona 2)





Figura 7.5. Zona pegada al edificio de repostaje (Zona 3)





CAPÍTULO 8. PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA

8.1 CLASIFICACIÓN DE LA INSTALACIÓN Las principales ventajas que engloban a una instalación solar fotovoltaica son, entre otras, contaminación ambiental casi nula, simplicidad, elevada duración (se proyectan para durar como mínimo 25 años), elevada fiabilidad y escaso mantenimiento. La instalación solar fotovoltaica que se proyecta queda clasificada, según el RD 661/2007 dentro de la categoría b (instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario). Dentro de esta categoría, la instalación se clasifica dentro del subgrupo b.1.1. (Instalaciones que utilicen como energía primaria y única la energía solar, mediante la tecnología fotovoltaica). De acuerdo con la legislación vigente se indican los aspectos técnicos que tiene que cumplir el sistema fotovoltaico conectado a red de este proyecto:

La instalación fotovoltaica no contemplará sistemas de acumulación y/o equipos de consumo de energía intermedios entre el campo de los módulos fotovoltaicos y la red de distribución de la compañía.

Al resultar la potencia nominal de los inversores superior a 5 KW, la conexión será trifásica.

La variación de tensión provocada por la conexión y desconexión de la instalación de red no será superior al 5%, quedando esta premisa garantizada por el inversor.

El factor de potencia será graduado por el inversor a la unidad.





8.2 PARTES DE LA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA La instalación solar que se proyecta consta de los siguientes elementos:

Generador fotovoltaico por cada zona ampliada. Se encarga de transformar la energía procedente del Sol (radiación solar) en energía eléctrica, que se produce en forma de corriente continua. La cantidad de energía eléctrica es directamente proporcional al nivel de radiación solar, aunque depende de la temperatura ambiente (la producción de energía es inversamente proporcional a temperaturas mayores de trabajo). Se compone de los paneles fotovoltaicos, la estructura de soporte de éstos y el cableado de conexionado entre estos elementos con los inversores.

Inversores. Son los elementos encargados de transformar la energía eléctrica en forma de corriente continua (CC) en corriente alterna (CA) a la frecuencia Europea (50Hz) modulando la forma de onda para adecuarla a la de la red de distribución.

Transformador. Transforma la energía eléctrica obtenida en baja tensión (BT) procedente del inversor en energía eléctrica en media tensión (MT) y así poder ser evacuada a la red de distribución de MT.

Protecciones. Se utilizarán protecciones contra sobrecargas y sobretensiones, tanto para proteger a los equipos de la instalación como para proteger al personal. Se dispondrán de protecciones tanto en CC como en CA, cumpliendo en cualquier caso con la normativa vigente.

Elementos de medición y control y elementos auxiliares. Son aquellos equipos encargados de medir la producción de energía eléctrica generada (contador), además de otros servicios auxiliares como una pequeña estación meteorológica, control de temperatura de paneles, frecuencia de red, voltaje, energía generada y otros elementos auxiliares como tomas de corriente para operaciones de mantenimiento, iluminación de la caseta, etc. Se obtienen tres tramos para cada zona claramente diferenciados en la instalación solar fotovoltaica que pueden ser divididos como sigue: -Primer tramo: comprende desde los módulos fotovoltaicos, la instalación a lo largo de la zona en cuestión hasta llegar a los inversores (tramo de CC). -Segundo tramo: va desde la salida de los inversores (CA en BT) hasta el centro de transformación, a partir de aquí, el transformador eleva la energía a MT, para ser vertida en la red de distribución. -Tercer tramo: conducción dentro de la propia caseta del Centro de transformación (CT) y la línea subterránea en MT hasta la Red de Endesa Distribución en el punto de evacuación (Centro de Seccionamiento). Este tramo no es objeto del presente proyecto.





8.3 ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN

8.3.1 Módulo solar fotovoltaico Los módulos fotovoltaicos seleccionados son del fabricante alemán SOLON, en concreto el modelo Black 625, por ser el mismo que está actualmente instalado en el resto de la planta solar. Nos proporciona una eficiencia del 14,7 %. Podemos ver sus características técnicas y dimensiones en la siguiente tabla:





Para la zona 3 en la que existen tres marquesinas que no llevarán módulos solares fotovoltaicos, se le encargará al fabricante unos paneles de apariencia similar al módulo solar elegido. Su marco será el mismo, un perfil hueco de aluminio anodizado con orificios de drenaje pero en su interior habrá un panel fenólico o cristal tintado en vez de las células solares.

8.3.2 Estructura soporte La estructura soporte de los paneles elegida será la misma que la del proyecto precedente a éste, ya que son adecuadas para el terreno en cuestión y además nos permiten conservar la estética de la planta solar. Dicha estructura es una marquesina que consta de dos partes claramente diferenciadas, la superestructura, que se trata de la estructura de apoyo directo de los paneles solares, y los báculos de apoyo de la estructura superior a la cimentación, que llamaremos infraestructura. La superestructura, formada por dos módulos marquesina, mide 37.7 metros de

largo y 14.64 metros de ancho y se divide en cuadrículas de 2.6 x1.7 metros que

resultan de la medida de los paneles. Está compuesta en su totalidad por una combinación de perfiles huecos rectangulares empresillados. La infraestructura está compuesta por 2 apoyos generales separados 18.9 metros. Los perfiles que componen cada uno de los anteriores terminan a su vez en una zapata y una barra Gewi. La perfilería que conforma esta parte de la estructura son perfiles huecos soldados de 114.3mm de diámetro y 6.3 mm de espesor. Los módulos fotovoltaicos se disponen en filas y sin contacto entre ellos, lo que favorece su ventilación, permite su dilatación y ofrece un menor coeficiente de resistencia al viento. La parrilla en la que se ubican los módulos está compuesta por 8 filas de 7 paneles cada una, completando un total de 56 paneles por marquesina. Podemos consultar todo lo anterior en los planos adjuntos a esta memoria. Un aspecto fundamental lo constituye la orientación de las marquesinas, que se ubicarán en función de las mismas variables que el anterior proyecto:

disponibilidad de terrenos

maximización de la irradiación solar recibida y por tanto minimización de las proyecciones de sombras de unas marquesinas sobre la contiguas

disponibilidad de sombras para vehículos Para posibilitar la máxima irradiación solar sobre los módulos fotovoltaicos las marquesinas estarán orientadas al sur y presentarán un ángulo respecto a la horizontal de 20 grados.





Figura 8.3.2.1 Imágenes 3D de la estructura de la marquesina a implantar

Los cálculos justificativos de la estructura se presentan en el anejo a esta memoria.

8.3.3 Cajas de conexión Los paneles fotovoltaicos vienen dotados con dos cajas de empalme que disponen de diodos bypass, por lo que la conexión entre los distintos paneles en serie se hará mediante estas cajas. Una vez conectados los paneles en serie, se conectarán en paralelo para obtener un solo cable de salida que se conectará al inversor. Para ello se usarán cajas de conexión de medidas adecuadas para albergar la entrada de los 8 cables procedentes de los paneles. Existirá una caja de conexión por cada marquesina y se colocarán bajo la estructura de cada una de ellas.





8.3.4 Inversor El inversor tipo seleccionado para la instalación que se proyecta es de la marca Ingecon Sun. Dispone de microprocesadores de control y de un PLC de comunicaciones. Posee un alto rendimiento, más de un 96%, y muy baja distorsión armónica. La lógica de control empleada garantiza además de un funcionamiento automático completo, el seguimiento del punto de máxima potencia (MPP) y evita las posibles pérdidas durante los periodos de reposo (Stand-by). Es capaz de transformar en CA y entregar a la red la potencia que el generador fotovoltaico genera en cada instante, funcionando a partir de un umbral mínimo de radiación solar. Además, permita la conexión-desconexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, garantía de seguridad para los operarios de mantenimiento de la compañía eléctrica distribuidora A continuación podemos ver sus características físicas y técnicas:

Se puede consultar la ficha técnica completa en el anejo 1.





8.3.5 Transformador Este equipo se encarga de elevar la tensión de salida de los inversores hasta la tensión de la Red de distribución eléctrica 15 (20) kV. Dada la tensión de salida de los inversores (300V), se instalará un transformador de tensión de entrada variable de 300 a 420V. En el centro de transformación se instalarán dos transformadores de 1000 KVA de aislamiento seco con resina epoxi. Los transformadores serán adquiridos con envolvente metálica de protección, con grado de protección IP 31.

Figura 8.3.5.1 Transformador de 1000 KVA de aislamiento seco Schneider

El resto de características se pueden consultar en el Capítulo 11 de la presente Memoria Descriptiva y más detalladamente en el anejo 1.





8.3.6 Otros El resto de elementos de la instalación lo componen elementos que serán descritos en los apartados que siguen, tales como la instalación eléctrica correspondiente, sistema de control y monitorización de la producción energética, aparamenta de BT y MT, protecciones de la instalación, contador de medida de la energía generada, etc.

8.4 CONFIGURACIÓN DE LOS GENERADORES FOTOVOLTAICOS DE

CADA ZONA AMPLIADA Como ya hemos comentado anteriormente, la parte que sustentará los paneles fotovoltaicos será una base fija denominada marquesina. Por extensión se llamará marquesina al dispositivo físico de soporte de los módulos más el propio conjunto de módulos fotovoltaicos que lo integran. Las marquesinas de la planta se conexionarán en armarios de distribución, y desde éstos se cableará al centro de transformación correspondiente, en donde se conectarán a los cuadros de salida, equipos de medida y CGP, y desde éstos al transformador mediante el cuadro de distribución de baja tensión del centro de transformación. CONFIGURACIÓN DE LA MARQUESINA

Número de filas 8

Número de paneles por fila 7

Número total de módulos 56

Ancho 14.64 m

Largo 18.9 m

Total superficie 276.7 m2

CONFIGURACIÓN DE LA ZONA 1

Número de marquesinas 12


Ancho 14.64 m

Largo 226.8 m


Potencia nominal 400 KW






Número de marquesinas 6


Ancho 14.64 m

Largo 113.4 m




Número de marquesinas 9+3

Número total de módulos 504+168

Ancho 14.64 m

Largo 226.8 m



Debido a que el edificio de repostaje se encuentra justo delante de la zona 3, y que por tanto dará sombra sobre algunos paneles, se ha optado por instalar en las tres marquesinas centrales, unos módulos de apariencia similar a los anteriores pero que no absorberán radiación solar. Dichos módulos estarán formados por un marco de aluminio y un panel fenólico o cristal tintado con la capa de vidrio templado en vez de las células solares. Esta decisión influirá sobre todo en el coste final de la instalación, pues serán unos 168 módulos de un coste inferior a los seleccionados.





8.5 SITUACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE LOS INVERSORES Intentando siempre mantener una distribución lo más parecida posible a la planta solar ya existente, colocaremos los inversores dentro de un armario en las zonas muertas que existen entre las plazas de aparcamiento y las bases de las marquesinas. Aunque se estudia la posibilidad de conectar tres marquesinas a un solo inversor de mayor potencia, se decide finalmente instalar un inversor de 60 KW por cada estructura soporte, ya que así se mantendrá el esquema eléctrico de la planta solar actual y será más fácil su mantenimiento y reparación en caso de avería. Dentro de cada armario se instalarán tres inversores, por lo que tendremos cuatro armarios en la zona 1, dos armarios en la zona 2 y tres armarios en la zona 3.

Figura 8.5.1 Fotografía armario para inversores actualmente instalado





Las dimensiones del armario son las siguientes:

Alto: 2,67 m

Ancho: 1,98 m

Fondo: 0,87 m

Por la parte trasera del armario y solidarios a éste se situarán la CGP de la corriente alterna procedente de los inversores y un armario de ventilación forzada para evitar que el recalentamiento de los inversores. Justo debajo de la CGP se instalará un armario pasacables que ayudará a llevar los cables procedentes del inversor hasta la zanja por la que llegarán al CT. Las dimensiones de los elementos descritos son las siguientes: CGP

Alto: 1,30 m

Ancho: 1,57 m

Fondo: 0,32 m

VENTILACIÓN FORZADA

Alto: 1,80 m

Ancho: 0,41 m

Fondo: 0,46 m

PASACABLES

Alto: 0,58 m

Ancho: 1,57 m

Fondo: 0,32 m

En las zonas 1 y 3 la situación de los armarios inversores será la misma pues el espacio disponible es idéntico y el diseño de las plazas se hace de la misma forma. Sin embargo, en la zona 2, al existir los surtidores de Gas Natural y por lo tanto no disponer de espacio donde ubicar los dos armarios inversores, se decide colocarlos bajo las marquesinas que ya están instaladas en la misma calle. Podemos consultar la ubicación de todos los armarios en el correspondiente plano de Obra civil y canalizaciones eléctricas.





CAPÍTULO 9. OBRA CIVIL Y CANALIZACIONES ELÉCTRICAS

9.1 TRABAJOS PREVIOS Corresponden a las demoliciones necesarias que hay que ejecutar para poder proceder a la ejecución de las zanjas de las líneas eléctricas así como los fosos para las arquetas, las cimentaciones de las casetas prefabricadas y las tomas de tierra. Hay que tenar en cuenta que al ser una ampliación de una planta habrá zonas en las que se usarán zanjas ya existentes que poseen espacio suficiente para pasar la nueva instalación.

9.1.1 Demoliciones en el interior de la parcela Corresponden básicamente a la demolición de la solera de hormigón armado existente en las zonas a ampliar de la parcela. Las zonas afectadas por el trazado de la línea eléctrica y la implantación de las casetas y tomas de tierra se indican en los planos correspondientes. Para su ejecución se empleará una retroexcavadora con martillo rompedor, el transporte de todos los escombros se hará por medios mecánicos hasta un vertedero autorizado. En todo caso se cumplirán las medidas básicas prescritas en el Estudio de Seguridad y Salud así como las contempladas en el Estudio de Impacto Ambiental del presente Proyecto.

9.1.2 Demoliciones en el vial público Corresponde a la demolición del acerado existente, incluso los bordillos del mismo y alcorques de árboles cuando sea necesario, así como la demolición del firme alquitranado existente en el acceso de la parcela. Será necesario demoler parte del vallado del cerramiento exterior entre la parcela y la Avda. de Andalucía, previo al replanteo del Centro de Transformación, y también parte entre la parcela y la calle Roberto Osborne para los contadores, a fin de hacer todo esto accesible desde el vial público.





9.2 OBRA CIVIL

9.2.1 Estructura soporte de los paneles fotovoltaicos La actuación que se llevará a cabo para el anclaje de la estructura soporte de los paneles solares fotovoltaicos al terreno de la parcela consistirá en la cimentación de las zapatas y de las barras gewi que conforman la base de la estructura. Las dimensiones de la zapata serán 1,5 m *2 m, mientras que la barra tendrá un longitud de 5 m y se clavará directamente al suelo.

Figura 12.1 Posición zapata y barra gewi

9.2.2 Paneles fotovoltaicos

Una vez anclada la estructura soporte de los paneles, éstos se colocarán sobre

la parte de arriba de la estructura mediante el uso de una grúa. Cada panel, al ser de

las mismas dimensiones que los huecos de la estructura, irá encajado en éstos.





9.2.3 Edificio prefabricado y tomas de tierra Se realizará una excavación en el terreno previamente a la instalación del edificio prefabricado de hormigón, una vez demolida la solera existente retirando los distintos escombros a vertedero autorizado. Previamente al replanteo del edificio prefabricado, se instalarán las distintas tomas de tierra, ejecutadas según planos y se medirá la resistencia de cada puesta a tierra a fin de que esté dentro de los valores de proyecto. De no ser así habrá que tomar las respectivas actuaciones para disminuir el valor de la misma. Una vez instaladas las tomas de tierra, se rellenará el fondo del foso con un lecho de arena lavada y nivelada de 150 mm de espesor. Sobre este lecho se instalará el edificio. . Una vez montado el edificio, se rellenará el foso mediante una capa de suelo seleccionado y posteriormente reponiendo la losa de hormigón demolida, evitando así que aguas provenientes de lluvia muevan las arenas bajo cada edificio, provocando movimientos o fracturas en las piezas que sustentan los mismos. El siguiente croquis muestra, de forma general las dimensiones del foso:

Figura 9.2 Croquis del foso del edificio prefabricado





9.2.4 Canalizaciones para cableado

Consideraciones generales

Para la ejecución de las mismas se han de tener en cuenta las prescripciones de la ITC-BT-6 (Redes aéreas de distribución en Baja Tensión), ITC-BT-07 (Redes subterráneas de distribución en Baja Tensión), ITC-BT-21 (Instalaciones interiores o receptoras. Tubos y canales protectoras) y Norma UNE-EN 50.086 2-4 en cuanto a características mínimas. En especial se tendrán en cuenta las siguientes prescripciones:

Separación mínima entre conductores.

Condiciones mecánicas y eléctricas de empalmes y conexiones

Cruzamientos, proximidades y paralelismos con otras líneas (eléctricas o no)

Profundidad mínima de enterramiento de instalaciones subterráneas (no será menor a 1m en ningún caso).

Diámetro mínimo de los tubos protectores de los cables.

El trazado de las canalizaciones se hará siguiendo líneas verticales y horizontales.

Las bandejas se unirán entre sí mediante accesorios adecuados a su clase que aseguren la continuidad de la protección que proporcionan a los conductores.

Las bandejas se colocarán adaptándose a la superficie sobre la que se instalan, curvándose o usando los accesorios necesarios.

Las curvas practicadas en las bandejas serán continuas y no originarán reducciones de sección inadmisibles.

La línea eléctrica de Baja Tensión se encuentra dividida físicamente en varios tramos, según el punto de la instalación en el que nos encontramos, así como las propias características de la línea (trazado, CC/CA, etc). Se distinguen los siguientes tramos:

Tramo de marquesinas

Se realizarán canalizaciones aéreas utilizando como soporte las propias

marquesinas. Los cables procedentes de la caja de conexión de los inversores irán en

bandeja sujeta a las marquesinas hasta llegar al tubo por el que bajarán hasta el suelo

para conectarse al inversor.

Tramo subterráneo

Comprende desde la salida del armario de los inversores hasta el Centro de

Transformación.

La instalación se dispondrá enterrada a 1m de profundidad, canalizada bajo tubo protector que cumplirá con las prescripciones de la ITC-BT-21 y Norma UNE-EN





50.086 2-4 y con las especificaciones definidas en el Pliego de Condiciones del presente Proyecto. Se dispondrán arquetas de registro en la entrada de la línea subterránea, es decir, a la salida de los armarios inversores, así como a la salida de la misma (entrada al CT), a fin de proceder al mantenimiento de la línea cuando así lo requiera. Las arquetas serán prefabricadas de hormigón con tapa de fundición dúctil, de dimensiones exteriores 110 x 110 x 110 cm y ejecutadas según planos. Para conseguir que el cable quede correctamente instalado sin haber recibido daño alguno, y que ofrezca seguridad frente a excavaciones hechas por terceros, en la instalación de los cables se seguirán las instrucciones siguientes:

El lecho de la zanja que va a recibir el cable será liso y estará libre de aristas

vivas, cantos, piedras, etc. En el mismo se dispondrá una capa de arena de

mina o de río lavada, de espesor 0,1 m sobre la que se colocará el tubo. Se

rellenará la zanja con tierra compactada.

Se colocará una cinta de señalización que advierta de la existencia del cable

eléctrico de baja tensión. Su distancia mínima al suelo será de 0,1 m y a la

parte superior del cable de 0,25 m.

La canalización de los circuitos en baja tensión, en cruce de caminos, se

realizará enterrada bajo tubo, con cables conductores RV 0,6/1 kV de cobre con

aislamiento en polietileno reticulado y cubierta de PVC, en zanja de dimensiones de

ancho mínimas de 0,50 m y de profundidad 0,9 m, incluyendo excavación de zanja,

asiento de hormigón HM-25/P/20/I, montaje de hasta 2 tubos de material

termoplástico, relleno con una capa de hormigón HM-25/P/20/I hasta una altura de

0,05 m por encima de los tubos envolviéndolos completamente, y relleno con una

arena compactada hasta donde se inicia el firme.

Las dimensiones y disposición de las canalizaciones eléctricas se reflejan en el

plano número 2.

Empalmes y conexiones

Deberán cumplir con las prescripciones de la ITC-BT-06, como norma general se cumplirá lo siguiente:

Se realizarán utilizando piezas metálicas apropiadas, resistentes a la corrosión, y que aseguren un contacto eléctrico eficaz, de modo que en ellos, la elevación de temperatura no sea superior a la de los conductores.

Deberán soportar sin rotura ni deslizamiento del conductor, el 90 por ciento de su carga de rotura. No es admisible realizar empalmes por soldadura o por torsión directa de los conductores.





En los empalmes y conexiones de conductores aislados, o de éstos con conductores desnudos, se utilizarán accesorios adecuados, resistentes a la acción de la intemperie y se colocarán de tal forma que eviten la penetración de la humedad en los conductores aislados.

Las derivaciones se conectarán en las proximidades de los soportes de línea, y no originarán tracción mecánica sobre la misma.

Reposición de pavimentos, firmes y acabados

Se ejecutarán de acuerdo a la documentación gráfica y a las prescripciones del Pliego de Condiciones del presente Proyecto, cumpliendo en todo caso con las NN.SS del Ayuntamiento de Sevilla, cuando las reposiciones tengan lugar en el vial público. Se tendrá especialmente en cuenta los acabados, calidad mínima de materiales, procedimientos de ejecución, plazos y medidas de seguridad oportunas, cumpliendo todas y cada una de las prescripciones que se recogen a lo largo de cada uno de los documentos que componen este Proyecto.





CAPÍTULO 10. INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE BT

10.1 DESCRIPCIÓN GENERAL Los conductores de los distintos circuitos de CC irán en bandeja hasta llegar a los tubos por donde bajarán para conectarse al inversor (tramo primero de la instalación). El resto de la instalación será enterrada evitando así el deterioro del cableado debido al continuo paso de vehículos. El cableado eléctrico se ha diseñado para que no supere una caída de tensión superior al 1,5 %, desde el inversor hasta el cuadro principal de baja tensión. Se ha diseñado el sistema de protección para que la instalación esté protegida contra sobreintensidades, cortocircuitos, sobretensiones y contactos directos e indirectos tanto en la parte de corriente continua como en la de alterna. Se tendrán en cuenta las siguientes pautas adicionales:

Todos los conductores serán de cobre (CU), a excepción del conductor de la línea de MT, que será de aluminio (AL).

La sección de cada conductor será la suficiente para asegurar que se cumplen las condiciones de seguridad en cuanto a calentamiento del conductor (In > 125% Imax de diseño, según UNE 20460-5-523:2004 y la ITC-BT-40) y en cuanto a pérdidas por caída de tensión (V < 1,5% según la ITC-BT-40).

Los conductores serán adecuados para uso a la intemperie, al aire o enterrados, conforme a las normas UNE 20460-5-523:2004. En cualquier caso el recubrimiento utilizado será polietileno reticulado XLPE.

La ejecución de la línea eléctrica se ha descrito detalladamente en el Capitulo 9 de la presente Memoria Descriptiva. La configuración general se puede consultar en el correspondiente esquema unifilar de la instalación.





10.2. INSTALACIÓN DE CORRIENTE CONTINUA

10.2.1 Cableado Se distinguen dos tramos dentro del cableado de corriente continua: -Conexión entre paneles -Conexión paneles-inversor La conexión entre los distintos paneles se hará mediante las dos cajas de empalme que vienen incorporadas en los mismos. Dichas cajas disponen de diodo by-pass o diodo de derivación para evitar el sobrecalentamiento de las células solares. Para la conexión al inversor, los paneles se conectan en serie a lo largo de la fila, teniendo un total de 8 filas que se conectarán en paralelo a una caja de conexión de la que saldrá un solo conductor de 35 mm2 (sección seleccionada mediante criterio térmico). Estos conductores procedentes de las marquesinas irán en bandeja hasta llegar al armario que les corresponda, hasta el que bajarán por un poste metálico para el conexionado con el inversor . El cableado utilizado para la conexión de los paneles fotovoltaicos con la entrada del inversor en corriente continua será de cobre tipo Fotovoltaico XZ1FA3Z-K(AS), cuyas características son:

Temperatura máxima del conductor: 90 ºC.

Tensión. 1,8 kV CC; 0,6/1 kV CA.

Código de designación del cable:

X. aislamiento de polietileno reticulado XLPE.

Z1. Asiento de armadura de poliefina libre de halógenos.

FA3. Armadura tipo fleje corrugado de aluminio.

Z. Cubierta de elastómero termoestable libre de halógenos.

K. Conductor de cobre clase 5 para instalación fija.

AS. Cable de alta seguridad, no propagadores de incendios. El fabricante de conductores de este tipo seleccionado es la casa GENERALCABLE, si se desea se pueden consultar la documentación aportada por el

fabricante en el Anejo 2, documentación técnica de los equipos instalados. Las secciones de los cables elegidas quedan justificadas en los Cálculos de la Instalación.





Figura 10.1 Imagen conexión entre paneles dentro de misma estructura

10.2.2 Aparamenta eléctrica Las protecciones del lado de corriente continua vienen incorporadas en el inversor. Se ha diseñado el generador fotovoltaico de tal forma que por cada rama no pueda circular corriente procedente de otras ramas. Esto se realiza instalando fusibles de seguridad bien calibrados y ajustados a un valor de 1,3 veces la corriente máxima que puede circular por la rama (corriente de cortocircuito) y situado a la salida de la misma. Como los fallos se pueden dar tanto en el polo positivo como en el negativo, los fusibles se deben colocar en ambos polos. Para la protección contra sobreintensidades los fusibles se instalarán integrados en el inversor. Todos los materiales empleados en la parte de CC son de clase II (doble aislamiento), ya que la tensión del circuito es de más de 24 V. Asimismo el inversor incorpora un vigilante de aislamiento que en el caso de producirse un primer defecto a tierra, da un señal de alarma y desconecta el inversor de la red eléctrica.





Protecciones del inversor

Descargadores de sobretensión: protección contra sobretensiones. Esta

protección la incorpora tanto en la parte de CC como en la parte de CA. La tensión e intensidad nominal de estos es de 1000V y 10 kA respectivamente,

certificada por el fabricante. A fin de poder realizar labores de mantenimiento del inversor y así poder aislarlo de la red, el inversor incorpora:

Seccionador para ruptura en carga en el lado de CC, con mando motorizado. Seccionador para ruptura en carga en el lado de CA. Interruptor de parada de emergencia.

En cumplimiento con el RD 1663/2000 el inversor incorpora:

Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85 Um respectivamente), con relé de enclavamiento.

NO incorpora transformador de aislamiento, ya que al hacerse la evacuación de energía en MT, la separación galvánica entre la red de distribución y el generador fotovoltaico se realiza gracias al transformador propio que se describirá más adelante. El resultado final es un aumento de la eficiencia de conversión de energía, un 2% más frente a los inversores que sí lo incorporan.

No será necesario disponer de un interruptor automático de interconexión (artículo 11, apartado 7 del RD 1663/2000), para la desconexión – conexión automática de la instalación fotovoltaica de la red, ya que las protecciones de frecuencia y tensión están integradas en el inversor y así lo certifica el fabricante del

mismo.





10.3. INSTALACIÓN DE CORRIENTE ALTERNA

10.3.1 Cableado Todas las líneas serán siempre trifásicas y a 50 Hz. Las conexiones de los conductores subterráneos se efectuarán siguiendo métodos o sistemas que garanticen una perfecta continuidad del conductor y de su aislamiento. Los empalmes, terminales y derivaciones, se elegirán de acuerdo a la naturaleza, composición y sección de los cables, y no deberán aumentar la resistencia eléctrica de éstos. Los terminales deberán ser, asimismo, adecuados a las características ambientales (interior, exterior, contaminación, etc.). Las características de los accesorios y las piezas de conexión serán las establecidas en las normas UNE correspondientes. Los empalmes y terminales se realizarán siguiendo las instrucciones de montaje dadas por el fabricante. Los conductores que se utilizarán en este tramo serán de cobre, con aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) y de sección adecuada, tanto para cumplir las condiciones de criterio térmico definidas por la intensidad máxima alcanzable en el circuito, como para limitar la máxima caída de tensión en las condiciones más desfavorables, según las prescripciones del REBT-02. 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. Las secciones utilizadas para cada zona serán las siguientes: ZONA 1: 300 mm2

ZONA 2: 185 mm2

ZONA 3: 150 mm2 Su correspondiente cálculo justificativo se puede consultar en el Anejo 1 a esta memoria.

10.3.2 Aparamenta eléctrica El inversor integra las funciones de protección de máxima y mínima tensión y máxima y mínima frecuencia y también realizará las maniobras automáticas de conexión-desconexión. Además actúa como controlador permanente de aislamiento para la desconexión-conexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de resistencia de aislamiento. Las protecciones de alterna se instalarán tanto en los armarios de conexión de los inversores como en los contadores de salida BT ubicados al lado del centro de transformación.





Protección contra contactos directos

Todos los elementos conductores activos tendrán como mínimo protección de clase 2 (doble aislamiento) dicho aislamiento ha de ser lo suficiente. El aislamiento no podrá ser eliminado más que destruyéndolo.

Protección contra contactos indirectos

Se dispondrá de una instalación de tierra, cumpliendo con las prescripciones de la ITC-BT-8, ITC-BT-18 e ITC-BT-24. La instalación seguirá el esquema TT en la parte de corriente alterna, con el neutro de los inversores y las partes metálicas de la instalación puestas a tierras separadas, en cumplimiento con la normativa vigente. Las partes metálicas tanto de continua como de alterna se conectarán a la misma toma de tierra. Se instalará un interruptor diferencial a la salida de cada inversor, a fin de detectar las posibles corrientes de defecto producidas. Los dispositivos de protección diferencial tendrán una sensibilidad de 300 mA (regulable), 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. El interruptor diferencial seleccionado es de la marca HAGER, tipo HBB161H (In 160 A; sensibilidad 300mA regulable).

Protección contra cortocircuitos y sobrecargas

Se instalará un interruptor automático HAGER HNB102H tetrapolar, con poder de corte 40kA, intensidad nominal 100 A y curva C, a la salida de cada inversor. A la entrada del transformador, junto a los contadores se dispondrán de cuadros generales de protección (CGP) equipados con fusibles. En cumplimiento con la Norma NNL 0010 de ENDESA, se instalarán cajas tipo CGP-7-160 equipadas con fusibles normalizados de tamaño 00 de corriente nominal 160 A.





Figura 10.2 Caja tipo CGP-7-160

Protección contra sobretensiones

Los descargadores de sobretensión incoporados en el inversor cumplen con esta protección.

Otras protecciones y elementos de maniobra

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.

Ubicación de las distintas protecciones

Todas las protecciones a excepción de los fusibles se instalarán en la caja

situada en la parte trasera de los armarios que contienen a los inversores. Por lo tanto,

cada una de ellas tendrá 3 interruptores automáticos, 3 interruptores diferenciales y 3

interruptores-seccionadores, uno por cada inversor que está contenido en el armario.

Los fusibles se colocarán en las cajas mencionadas anteriormente junto al cuadro de contadores.





10.4 PUESTA A TIERRA La puesta a tierra de una instalación cualquiera se establece principalmente con el objeto 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 el riesgo que supone una avería en los materiales eléctricos utilizados y sobre todo en las personas. Mediante la instalación de puesta a tierra se deberá conseguir que en el conjunto de instalaciones, edificios y superficie próxima del terreno no aparezcan diferencias de potencial peligrosas y que, al mismo tiempo, permita el paso a tierra de las corrientes de defecto o las de descarga de origen atmosférico. En todo caso y en lo que a la instalación solar fotovoltaica proyectada se refiere, la puesta a tierra de la misma ha de cumplir lo dispuesto en la normativa siguiente:

REBT-02, y en especial las ITC-BT-08, ITC-BT-18 e ITC-BT-24.

RD 1663/2000. La puesta a tierra de las instalaciones solares fotovoltaicas interconectadas se hará de forma que no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la empresa distribuidora, asegurando que no se produzcan transferencia de defectos a la red de distribución.

Orden de 26 de Marzo de 2007 e ITC’s FV correspondientes. La distribución de la energía eléctrica a la salida del generador FV suele ser flotante, es decir, aislada de tierra (esquema IT), tanto el polo positivo como el polo negativo. Las instalaciones convencionales (alterna) suelen responder al esquema TT.

IDAE-PCT-C. Todas las masas de la instalación solar FV, tanto de continua como de alterna, estarán conectadas a una única toma de tierra. Esta tierra será independiente de la del neutro de la compañía distribuidora de acuerdo con el REBT-02. Los elementos que componen la puesta a tierra de la instalación se definen en

la figura siguiente:





Figura 10.3 Esquema de una instalación de puesta a tierra





10.4.1 Puesta a tierra de la parte de CC Tal y como se ha comentado anteriormente, se dispondrá de una instalación de tierra el esquema IT, es decir, los polos activos aislados de tierra y las partes metálicas conectadas a tierra. Si en algún caso un polo (+ o -) toca a una parte metálica, toda la parte metálica pasará a ser parte activa, defecto que es detectado por el control de defecto de aislamiento del inversor, parando inmediatamente la generación.

10.4.2 Puesta a tierra de la parte de CA Como hemos visto anteriormente, la instalación seguirá el esquema TT en la parte de corriente alterna, con el neutro de los inversores y las partes metálicas de la instalación puestas a tierras separadas, en cumplimiento con la normativa vigente.

10.4.3 Detalles constructivos de la puesta a tierra El diseño de las tomas de tierra se ha efectuado teniendo en cuenta las prescripciones de la normativa anterior y las recomendaciones de UNESA. En la Memoria de Cálculo se justifican las soluciones adoptadas. Para facilitar el registro de las mismas se instalarán arquetas de registro de polipropileno de 30x30cm.

10.4.4 Configuración de la toma de tierra Para cada toma de tierra, se instalarán 2 picas de cobre de 2 metros de longitud, enterradas a una profundidad de 0,8 m en las bases de cada marquesina, unidas mediante conductor de cobre desnudo de 50 mm2 de sección.

10.4.5 Elementos a conectar en cada toma de tierra

Se instalarán dos tomas de tierra, una de ella será la puesta a tierra de masas tanto de continua como de alterna de la planta solar y la otra puesta a tierra será para la conexión de los neutros de los inversores. Las partes metálicas tanto de continua como de alterna a conectar son los marcos metálicos de los paneles solares y la estructura soporte de los mismos, la envolvente del inversor, partes metálicas de las cajas de conexión, armarios, etc. No se conectarán a tierra ni puertas ni rejillas metálicas, a fin de evitar que éstas queden bajo tensión debido a corrientes de defecto a tierra.





10.4.6 Conductores de protección Los conductores de protección empleados serán de cobre 0,6/1kV y aislamiento XLPE de color identificativo amarillo-verde. La sección de los mismos se define en la siguiente tabla:

10.4.7 Conductores de equipotencialidad Se emplearán conductores rígidos de cobre, de 35 mm2 de sección, aislamiento de XLPE y color identificativo amarillo-verde.

10.4.8 Separación entre la toma de tierra de la instalación solar y las

masas del CT

Para evitar que durante la evacuación de un defecto a tierra en el CT, las masas de la instalación solar puedan quedar sometidas a tensiones de contacto peligrosas, habrá que separar estas una distancia mínima según la ITC-BT-18. Se separarán ambas tomas de tierra una distancia mínima de 15 m de la toma de tierra del CT, y una distancia mínima de 2 m entre estas. Los detalles constructivos de la toma de tierra se pueden consultar en los planos correspondientes.

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 11. CONTROL Y MONITORIZACIÓN DE LA PLANTA

El objeto de instalar un sistema de control y monitorización de la instalación solar fotovoltaica, tiene como fin poder visualizar, registrar y controlar en todo momento la producción de energía, posibles fallos de la instalación y otros a nivel informativo, tales como irradiancia, temperatura, etc. Para la instalación que se proyecta emplearemos el sistema de control Bus-Can. Es un sistema empleado en multitud de instalaciones, ya que tiene la posibilidad de conectarse en cualquier tipología, anillo, estrella, árbol, rama, bus... Además es un sistema estandarizado a nivel industrial, muy estable y fiable, con una instalación muy sencilla. Toda las estaciones se conectan a un único medio transmisor (bus de comunicaciones). Los mensajes se envían por el bus y todas las estaciones escuchan, aceptando los datos sólo cuando van dirigidos a ella. Son necesarios terminadores de red para poder adaptar las impedancias y evitar reflexiones de las ondas transmitidas. Las estaciones se deben conectar a la línea de bus principal mediante segmentos cortos pues ello influye directamente en la velocidad de transmisión. Esta topología posee un coste reducido. La respuesta es excelente con un tráfico moderado. El trazado del bus de comunicación se realizará por la misma canalización que los cables de potencia, siendo en este caso la canalización entubada. Este cable llegará al centro de transformación, donde se ubicará el cuadro de control y monitorización.

Figura 11.1 Tabla de especificaciones del sistema de control





Figura 11.2 Imagen panel de control





CAPÍTULO 12. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

12.1 CARACTERÍSTICAS DEL EDIFICIO El edificio destinado al C.T. será de tipo modular prefabricado. Los centros estarán ubicados en una caseta independiente destinada únicamente a esa finalidad. El acceso al C.T. estará restringido al personal de mantenimiento especialmente autorizado. Se dispondrá de una puerta peatonal cuya cerradura está normalizada por la compañía eléctrica, y permitirá el acceso a dicho personal. El material empleado en la fabricación de las piezas es hormigón armado. Con la justa dosificación y el vibrado adecuado se obtienen unas características óptimas de resistencias y una perfecta impermeabilización. La propia armadura de mallazo electrosoldado garantiza la perfecta equipotencialidad de todo el prefabricado. Como se indica en la RU 1303A, las puertas y rejillas de ventilación no están conectadas al sistema de equipotencial. Entre la armadura equipotencial, embebida en el hormigón, y las puertas y rejillas existe una resistencia eléctrica superior a 10000 ohmios. Ningún elemento metálico unido al sistema equipotencial es accesible desde el exterior. Los techos están diseñados de tal forma que se impiden las filtraciones y la acumulación de agua sobre éstos, desaguando directamente al exterior desde su perímetro.

12.2 PROPIEDAD Y EMPLAZAMIENTO El centro de transformación será propiedad de ENDESA y se situará en la esquina entre las calles Roberto Osborne y Avda, de Andalucía para ser accesible desde el vial público. Para ello tendremos que eliminar cuatro plazas del aparcamiento privado de Tussam y mediante la realización de obras subir la cota hasta la altura de la acera de la calle.





12.3. ELEMENTOS DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

12.3.1 Envolvente Diseñada para garantizar total impermeabilidad y elevada resistencia mecánica.

12.3.2 Suelos Están constituidos por elementos planos prefabricados con hormigón armado apoyados en un extremo sobre unos soportes metálicos en forma de U, los cuales constituirán los huecos que permitirán la conexión de los cables en las celdas.

12.3.3 Puertas y rejillas de ventilación Están construidas de chapa de acero galvanizado recubierta con pintura epoxy, lo que los hace muy resistente a la corrosión causada por los agentes atmosféricos.

Además de los elementos de seguridad mencionados, el centro dispondrá de lo siguiente:

DOS transformadores de 1000 KVA (300 V/ 15 kV) de aislamiento seco y primario y secundario regulables

Celda de entrada de línea

Celda de protección de los transformadores

Aparamenta para la conexión de todos los elementos y equipos de seguridad necesarios

12.3.4 Transformador Se instalará dos transformadores trifásicos de tipo seco, con bobinados de media tensión encapsulados y moldeados al vacío en una resina epoxi que contiene una carga activa. Los transformadores propuestos, de la marca Schneider Electric, cumplen con las siguientes normas: • UNE-EN 60076-11 • UNE-EN 60076-1 a 60076-5 • UNE 20182 • UNE 21538 • Documentos europeos del CENELEC HD 538-2 S1 relativos a transformadores trifásicos de distribución de tipo seco. La potencia nominal será de 1000 kVA para poder cubrir la potencia de la planta ampliada. Dispone además de ventilación forzada, que junto con la ventilación de la sala en la que se aloja, ayudamos a que trabaje en condiciones óptimas.





Estos transformadores son regulables, de forma que tanto la tensión nominal primaria como la secundaria se pueden cambiar (consultar la ficha técnica del mismo en el Anejo) Las características eléctricas son las siguientes:

Potencia nominal: 1000 KVA

Tensión nominal primaria: 13,2/20 o 15/20 KV

Tensión nominal secundaria en vacío: 231 o 400 V

Tensión de cortocircuito: 6 %

Grupo de conexión: Dyn11

Pérdidas en vacío: 2300 W

Pérdidas a 75 ºC: 9600 W

Pérdidas a 120 ºC: 11000 W

Rendimiento: 98,5 – 98,9 %

Ruido: 59 dB

Ventilación forzada: Sí

Envolvente de protección IP 31

12.3.5 Celdas de MT Se colocarán celdas modulares de la gama SM6 de Schneider Electric. Estas celdas vienen equipadas con aparamenta fija, bajo envolvente metálica, que utiliza el gas hexafluoruro de azufre (SF6) como aislante y agente de corte. Responderán en su concepción y fabricación a la definición de aparamenta bajo envolvente metálica compartimentada de acuerdo con la norma UNE 20099. Los mandos de accionamiento se encuentran en la parte frontal de las celdas. Estos serán manuales. Los compartimentos diferenciados serán los siguientes: a) Compartimento de aparellaje b) Compartimento del juego de barras c) Compartimento de conexión de cables d) Compartimento de mandos e) Compartimento de control La documentación técnica de las celdas prefabricadas se puede consultar en el anejo 1 , no obstante, a continuación se citan las características más importantes:





Cumplimiento de toda la normativa vigente (UNE 20324, IEC 60298, IEC 62271-102, etc.).

Tensión asignada hasta 24 kV

Intensidad asignada 400A

Intensidad asignada de corta duración (ICC) admisible 16 kA/1s

Frecuencia asignada 50 Hz

Concebidas para instalaciones de interior

Altura 1600mm

Anchura Entre 375 y 750mm

Profundidad 1020 mm Max

Gas aislante SF6

Envolvente Metálica

Temperatura de funcionamiento -5ºC – 40ºC

El embarrado de las celdas estará dimensionado para soportar sin deformaciones permanentes los esfuerzos dinámicos que en un cortocircuito se puedan presentar. Las celdas irán provistas de enclavamientos ya que estos permiten:

Que no se pueda conectar el seccionador de puesta a tierra con el aparato principal cerrado, y recíprocamente, no se pueda cerrar el aparato principal si el seccionador de puesta a tierra está conectado.

Que no se pueda quitar la tapa frontal si el seccionador de puesta a tierra está

abierto, y a la inversa, no se pueda abrir el seccionador de puesta a tierra cuando la tapa frontal ha sido extraída.

Celdas de línea

Se instalará una celda del tipo IM (375 mm). Viene preparada para efectuar entrada de línea a través de cable de 240 mm2 de sección y salida de la misma a través del embarrado superior. La celda contará con el siguiente equipamiento:

Juego de barras tripolar de 400 A.

Interruptor-seccionador de corte en SF6 de 400 A.

Seccionador de puesta a tierra con poder de cierre de 2,5xIcc (SF6).

Enclavamientos por cerradura.

Mando CIT manual.

Indicadores de presencia de tensión (dispositivo con bloque de 3 lámparas).

Embarrado de puesta a tierra.

Bornes para conexión de cable seco unipolar de sección igual o inferior a 400 mm2.





Celda de protección del transformador

La celda destinada a la protección del transformador una celda del tipo PM (375mm). Viene preparada para efectuar entrada de línea a través del embarrado superior y la salida de la misma a través de cable de 240mm2 de sección (línea de MT que une el CT con el CS). La celda contará con el siguiente equipamiento:

Juego de barras tripolar de 400 A.

Interruptor-seccionador de corte en SF6 de 400 A.

Seccionador de puesta a tierra superior con poder de cierre de 2,5xICC (SF6).

Mando CIT manual.

Preparada para 3 fusibles normas DIN.

Dispositivo con bloque de 3 lámparas de presencia de tensión.

2 fusibles de 50A tipo CF (24 kV).

Bornes para conexión de cable seco unipolar de sección igual o inferior a 400 mm2.

Protecciones de maniobras de las celdas

Se dispondrán de una serie de enclavamientos con cerradura en la celda de entrada/salida de línea y en la celda de protección del transformador. Los enclavamientos se describen a continuación:

Sólo será posible cerrar el interruptor con el interruptor de tierra abierto y con el panel de acceso cerrado.

Sólo será posible cerrar el seccionador de puesta a tierra cuando el interruptor-seccionador esté abierto y enclavado.

No será posible el cierre simultáneo de dos interruptores.

No será posible la maniobra en carga de los distintos elementos.

La apertura del panel de acceso al compartimento de cables solo será posible con el seccionador de puesta a tierra cerrado y el interruptor-seccionador abierto y enclavado.

Con el panel delantero retirado, será posible abrir el seccionador de puesta a tierra para realizar el ensayo de cables, pero no será posible cerrar el interruptor.





12.3.6 Conexionado en el lado de BT

La unión entre las bornes de los transformadores y los cuadros de protección de baja tensión se efectuará por medio de un puente trifásico de BT, formado por un embarrado tripolar con pletinas de cobre de sección 80 x 5 mm (hasta 1250 A de intensidad nominal por pletina). Los transformadores se conectarán a este puente trifásico mediante pletinas de cobre flexibles de 32 x 6 mm (hasta 600 A de intensidad nominal por pletina), colocándose 2 pletinas por fase (1200 A). La conexión del puente trifásico hasta los cuadros de protección se hará con cables de cobre tipo RZ1-K(AS), de 240 mm2 de sección, con las terminaciones necesarias para atornillarlos a dichas pletinas. Se dispondrá de una pantalla de protección a lo largo de todo el embarrado, a fin de evitar contactos directos con el mismo.

12.3.7 Conexionado en el lado de MT

Se emplearán puentes trifásicos formados por cables tipo RHZ1-OL de tensión asignada 18/30 kV, de aluminio de 240 mm2 de sección con sus correspondientes elementos de conexión y conectores apantallados enchufables rectos lisos de In 200 A.

12.3.8 Puesta a tierra

Estarán conectados a tierra los elementos metálicos de la instalación que no estén en tensión normalmente, pero que puedan estarlo a causa de averías o circunstancias externas. Las celdas disponen de una pletina de tierra que las interconectará, constituyendo el colector de tierras de protección. Independientemente se conectará a tierra el neutro del transformador. Las tierras interiores del centro de transformación tienen la misión de poner en continuidad eléctrica todos los elementos que deban estar conectados a tierra con sus correspondientes tierras exteriores. La tierra interior de protección se realizará con cable de 50 mm2 de cobre desnudo, formando un anillo. Este cable conectará a tierra los elementos e irá sujeto a las paredes mediante bridas de sujeción y conexión, conectando el anillo al final a una caja de seccionamiento con grado de protección IP545. Las cajas de seccionamiento de la tierra de servicio y protección estarán separadas una distancia mínima de 1 m.





12.3.9 Alumbrado En el interior del centro de transformación se instalarán un mínimo de dos puntos de luz capaces de proporcionar un nivel de iluminación suficiente para la comprobación y maniobra de los elementos del mismo. El nivel medio será como mínimo de 150 fux. Los focos luminosos estarán colocados sobre soportes rígidos y dispuestos de tal forma que se mantenga la máxima uniformidad posible en la iluminación. Además, se debe poder efectuar la sustitución de lámparas sin peligro de contacto con otros elementos en tensión.

12.3.10 Ventilación

La ventilación del centro de transformación se realizará de modo natural

mediante las rejas de entrada y salida de aire dispuestas para tal efecto, siendo la

superficie mínima de la reja de entrada de aire en función de la potencia del mismo

según se relaciona.

Estas rejas estarán construidas de modo que impidan el paso de pequeños

animales, la entrada de agua de lluvia y los contactos accidentales con partes en

tensión si se introdujeran elementos metálicos por los mismos.

12.3.11 Protección contra incendios

Por la actividad que se va a realizar en este local será suficiente con la

instalación de extintores portátiles y el pozo de recogidas de líquidos con sistema

apagafuegos.

De acuerdo con la instrucción MIERAT 14, se dispondrá como mínimo de un

extintor de eficacia equivalente a 89B.

12.3.12 Medidas de seguridad Como requerimiento de seguridad para trabajos en el interior de celdas, los interruptores instalados cumplen por sí solos en cuanto a distancias de seccionamiento, ya que su tensión de cebado entre polos abiertos se halla conforme a las exigencias de la norma UNE-20.099. Las celdas estarán separadas eléctricamente y mecánicamente por medio de placas metálicas y por el propio cárter aislante del interruptor seccionador, lo que asegura la independencia entre ellas en explotación normal y evita la posible propagación de efecto entre celdas contiguas. Los bornes de conexión de cables y fusibles serán fácilmente accesibles a los operarios a fin de poder realizar las labores de mantenimiento con total seguridad.





Los mandos de la aparamenta estarán situados frente al operario en el momento, de realizar la operación, y el diseño de la aparamenta protegerá al operario de la salida de gases en caso de un eventual arco interno. La puerta de acceso al CT llevará señal de advertencia de riesgo eléctrico y estará cerrada con llave.

12.4 ELEMENTOS ANEXOS AL CT Se instalará dos contadores de medida indirecta del tipo bi-direccional, es decir, podrá medir la energía en ambos sentidos. Dichos contadores deberán estar situados a una altura comprendida entre 0,70 y 1,80 m. Se instalarán en una caseta contigua al CT que será accesible por el personal de la compañía distribuidora. Los contadores estarán montados bajo una envolvente que cumplirá con la Norma ENDESA NNL005. Las características del contador de medida serán tales que la intensidad correspondiente a la potencia nominal de la instalación fotovoltaica (suma de la potencia de los inversores que intervienen en todas las fases de la instalación en condiciones de funcionamiento) se encuentre entre el 50 % de la intensidad nominal y la intensidad máxima de precisión del equipo de medida. La clase de precisión del contador será 1 en energía activa y 2 en energía reactiva. El resto de características serán las indicadas en las Normas UNE-EN- 60521 y UNE-21-310-90. Se propone el contador 5CTD de la casa ZIV. Se trata de un contador digital bidireccional Clase 1, apto para instalaciones desde 450 kW hasta 10 MW. Las características principales son las siguientes (el resto se puede consultar en el Anejo 1):

Apto para instalaciones de 450 kW < P < 10 MW

Medida de energía activa en dos direcciones

Medida de energía reactiva en los cuatro cuadrantes

Medida de potencia activa, reactiva y aparente

Valores instantáneos de tensión e intensidad por fase

Factor de potencia de la instalación y cos por fase

Frecuencia de la red

Posibilidad de comunicación remota para medida remota de energía

Posibilidad de conexión directa, semi-indireca e indirecta Se instalará además 1 regleta de verificación, que permita la verificación y/o sustitución del contador sin cortar la alimentación del suministro.





El contador dispondrá de un porta-etiquetas precintable para poder indicar la relación de transformación y factores de multiplicación. La unión de los secundarios de los transformadores de intensidad con el contador se realizará mediante conductores de cobre unipolares y semiflexibles con una cubierta de material termoestable o termoplástico, no propagador de la llama ni del incendio, de baja emisión de humos y libre de halógenos.

Figura 12.4.1 Contador de energía generada





CAPÍTULO 13. INSTALACIONES AUXILIARES

13.1 ILUMINACIÓN Para el diseño e instalación del alumbrado necesario en las zonas ampliadas en el presente proyecto, nos basaremos en el estudio lumínico hecho para el anterior proyecto. Se desconectará el cuadro General de los circuitos y maniobras existentes y se comprobará el 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 la instalación que se proyecta. Se instalarán 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. En total, se instalarán 36 proyectores de 150 W cada uno. 12 unidades en la zona 1, 12 unidades en la zona 3 y 7 unidades en la zona 2. Además se instalarán 5 unidades en las partes laterales de cada zona, colocados en la parte superior de los paneles fotovoltaicos, que se alimentarán con un único circuito. También se dispondrá de pantallas de 1x58W , colocadas en la parte inferior de la bandeja existente en los paneles fotovoltaicos de la siguiente manera: - 64 pantallas en las zonas 1 y 64 en la zona 3, distribuidas de forma simétrica , las cuales se alimentarán por 2 circuitos eléctricos , dándonos así la posibilidad de contar con un circuito de medias-noches. - 32 Pantallas en la zona 2 , con el mismo método de instalación que las pantallas situadas en las zonas 1 y 3.

Toda la iluminación proyectada, se conectará a las líneas para alumbrado

bajando desde la marquesina hasta el suelo por un tubo metálico.

Podemos consultar las características de la luminaria en el anejo del presente

proyecto.

La instalación eléctrica de alumbrado podrá consultarse en el correspondiente

plano.





Figura 13.1 Imagen del alumbrado existente

13.2 INSTALACIÓN CONTRA INCENDIOS

No será necesario diseñar en el presente proyecto la instalación de protección

contra incendios pues dicha protección está garantizada por los equipos instalados

actualmente.

Únicamente, para llevar a cabo la instalación de la zona 3, se tendrán que

quitar los equipos instalados actualmente para luego colocarlos, una vez instaladas las

marquesinas, de igual forma que están en las calles existentes anteriores a este

proyecto.





CAPÍTULO 14. PLANIFICACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE LOS TRABAJOS

Para la ejecución y puesta en marcha de la planta solar fotovoltaica que se proyecta se plantean las siguientes fases. 1. TRABAJOS DE OFICINA TÉCNICA Comprende la redacción del presente Proyecto (Memorias, planos de detalle, Estudio de Impacto Ambiental, Estudio de Viabilidad, especificaciones técnicas, metodología de ejecución, etc.). Adaptación del Proyecto a las especificaciones pactadas con la promotora. 2. TRÁMITES ADMINISTARATIVOS Y LEGALES

Corresponde a los trabajos de visado del Proyecto, firma de contrato pactado con la promotora del Proyecto, petición del punto de conexión eléctrica a la compañía distribuidora, elaboración de la solicitud y reconocimiento de la condición de instalación de producción acogida al régimen especial. Inscripción en el registro de preasignación de retribución ante el Ministerio de Industria, concesión de las respectivas licencias municipales (Obra, actividad funcionamiento) y urbanísticas. 3. SEÑALIZACIÓN Y ACOTACIÓN DE LA ZONA DE OBRA

Corresponde esta fase a la debida señalización de los trabajos que se pretenden realizar. A fin de informar tanto al propio personal de obra como al personal ajeno a la misma. Se acotarán también las distintas zonas de trabajo, zonas de acopio de materiales, accesos de personal y maquinaria, así como impedir el acceso a las obras a personal no autorizado a la misma. 4. ACOPIO DE MATERIALES

Corresponde a la petición de oferta de materiales a los distintos proveedores de los equipos y materiales, recepción y evaluación de las mismas, revisión de precios, plazos, garantías, compras y recepción de materiales y equipos según las especificaciones de compra. 5. DEMOLICIONES

En esta fase se ejecutarán todos los trabajos descritos en el apartado 9.1 que consistirán básicamente en demoliciones en el interior y exterior de la parcela, concretamente de las zonas afectadas por la planta solar fotovoltaica que se proyecta. 6. OBRA CIVIL

Corresponde a los trabajos descritos en el apartado 9.2 de esta Memoria (ejecución de zanjas para la línea eléctrica subterránea, ejecución de fosos para los





edificios prefabricados y tomas de tierra, canalizaciones, arquetas, montaje de la estructura soporte de los paneles solares, etc). 7. MONTAJE DE LOS EQUIPOS DE LA PLANTA SOLAR Correspondiente al montaje del generador solar fotovoltaico (paneles solares, cajas de conexión e inversores) y montaje de equipos del CT (transformador y celdas de MT). 8. INSTALACIÓN ELÉCTRICA En esta fase se instalará toda la línea eléctrica de Baja Tensión, así como los

elementos de protección y mando, puentes de conexión, etc. 9. SISTEMA DE MONITORIZACIÓN Y CONTROL DE LA PLANTA SOLAR Corresponde al montaje y conexionado de todos los elementos que integran el sistema, así como la implantación del bus de comunicaciones. 10. INSTALACIONES AUXILIARES DE LA PLANTA SOLAR Se procederá a la instalación del alumbrado, así como la protección contra incendios que sea necesaria recolocar. 11.CONEXIONADO Y COMPROBACIONES FINALES DE TODA LA INSTALACIÓN Se dejará la instalación lista para empezar a producir energía, a falta de la autorización por parte de Industria y de la compañía suministradora, previa verificación por técnicos competentes. 12. ACABADOS En esta fase se ejecutarán los trabajos de acabado (reposición de firmes, acerados, pinturas, etc). 13. TRAMITACIÓN FINAL Y PUESTA EN MARCHA DE LA PLANTA SOLAR Recibido el visto bueno por parte del Ministerio de Industria, la compañía suministradora, se procederá a la inscripción definitiva en el Registro de Instalaciones de Producción en Régimen Especial de la Comunidad Autónoma de Andalucía. Se firmará el contrato técnico con la empresa distribuidora. A partir de este momento se autoriza a la puesta en marcha y explotación de la planta solar. La duración total prevista para la ejecución del presente Proyecto es de unas 19 semanas, de las cuales 3 corresponderían a los trabajos de oficina técnica y trámites administrativos y legales, y el resto, 4 meses, correspondería a los trabajos propios de ejecución de las obras de puesta en marcha de la planta solar que se

proyecta.





01/05/2015 21/05/2015 10/06/2015 30/06/2015 20/07/2015 09/08/2015 29/08/2015 18/09/2015

Trabajos de oficina técnica

Trámites administrativos y legales

Señalización y acotación de la zona de obra

Acopio de materiales

Demoliciones

Obra civil

Montaje de los equipos de la planta solar

Instalación eléctrica

Instalaciones auxiliares

Conexionado de toda la instalación

Acabados

Tramitación final y puesta en marcha de la planta solar

Comienzo de la explotación de la planta





CAPÍTULO 15. RESUMEN DE PRESUPUESTOS

Presupuesto de ejecución material

Importe (€)

1 DEMOLICIONES . 86.597,25

2 MOVIMIENTOS DE TIERRA . 18.210,40

3 OBRA CIVIL . 995.256,61

4 GENERADOR SOLAR FOTOVOLTAICO . 2.302.608,00

5 ARMARIOS PARA INVERSORES . 841.433,31

6 INSTALACIÓN ELÉCTRICA . 282.987,35

7 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN . 70.647,70

8 CONTROL Y MONITORIZACIÓN DE LA PLANTA . 2.307,20

9 INSTALACIONES AUXILIARES DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN .

710,70

10 REPOSICIÓN DE PAVIMENTOS, PINTURAS Y ACABADOS .

71.420,20

11 TRÁMITES ADMINISTRATIVOS Y LEGALIZACIONES . 15.450,00

12 SEGURIDAD Y SALUD . 33.290,56

Total . 4.720.919,28

Asciende el presupuesto de ejecución material a la expresada cantidad de CUATRO MILLONES SETECIENTOS VEINTE MIL NOVECIENTOS DIECINUEVE EUROS CON VEINTIOCHO CÉNTIMOS.

En Sevilla, Mayo de 2014

Fdo:

Aída López Rubio

MEMORIA DESCRIPTIVA -...

Documents

Transcript of MEMORIA DESCRIPTIVA -...