Memoria Final PDT09A045 - Óptica y Enseñanza de la Física

1 INTRODUCCIÓN

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MEMORIA TÉCNICA FINAL DEL PROYECTO PDT09A045

Diseño y construcción de un prototipo industrial de luminaria vial de luz indirecta y energía solar

Entidades Participantes:

BADAJOZ SEPTIEMBRE DE 2011

1 INTRODUCCIÓN

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ÍNDICE 1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................................5

2 CONSECUCIÓN DE OBJETIVOS .......................................................................5

3 JUSTIFICACIÓN DEL TÉCNICO CONTRATADO .........................................6

4 OBJETO DEL PROYECTO ..................................................................................6

5 SISTEMA DE ENERGÍA FOTOVOLTAICO .....................................................7

5.1 Introducción ...............................................................................................................7

5.2 Esquema de la instalación fotovoltaica ......................................................................7

5.3 Producción solar fotovoltaica ....................................................................................8

5.4 Consumo medio de la luminaria ..............................................................................10 5.4.1 Panel .........................................................................................................................13 5.4.2 Batería ......................................................................................................................15 5.4.3 Regulador .................................................................................................................17 5.4.4 Convertidor ..............................................................................................................20

6 DESCRIPCIÓN DE LA ESTRUCTURA SOPORTE ........................................20

6.1 Introducción .............................................................................................................20

6.2 Estructura metálica ...................................................................................................21

6.3 Poste .........................................................................................................................21

6.4 Cálculos estructurales ..............................................................................................22 6.4.1 Estructura metálica ...................................................................................................22 6.4.2 Placa de anclaje ........................................................................................................28

6.5 Cimentación .............................................................................................................29

6.6 Placa de anclaje ........................................................................................................33

6.7 Soportes....................................................................................................................37

6.8 Accesorios ................................................................................................................38

7 RECUBRIMIENTO ..............................................................................................38

8 LUMINARIA..........................................................................................................41

9 CUADRO ELÉCTRICO .......................................................................................43

9.1 Alcance ....................................................................................................................43

9.2 Normas y referencia .................................................................................................44

9.3 Disposiciones legales ...............................................................................................44

9.4 Normas aplicadas .....................................................................................................45

1 INTRODUCCIÓN

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9.5 Bibliografía consultada ............................................................................................45

9.6 Definiciones .............................................................................................................46

9.7 Abreviaturas .............................................................................................................47

9.8 Luminaria LED. Condiciones de alimentación. .......................................................48

9.9 Alimentación mediante fuentes de tensión ..............................................................49

9.10 Sistema de anclaje y ubicación del cuadro dentro de la luminaria. .........................51

9.11 Comportamiento de la instalación ante la temperatura ............................................53 9.11.1 Factores determinantes en el comportamiento de las fuentes frente a la

temperatura ..............................................................................................................53 9.11.2 Soluciones adoptadas para el control de temperatura ..............................................54

9.12 Descripción de la instalación del cuadro eléctrico ...................................................56

9.13 Caja modular aislante ...............................................................................................57 9.13.1 Prensaestopas ...........................................................................................................61 9.13.2 Carril DIN ................................................................................................................62 9.13.3 Elementos de anclaje ................................................................................................64 9.13.4 Tornillería y piezas de fijación ................................................................................64 9.13.5 Sistema de desconexión eléctrica para extracción del cuadro .................................65

9.14 Sistema de alimentación en tensión de la luminaria. Conjunto de fuentes de tensión ......................................................................................................................66

9.14.1 Fuentes de tensión ....................................................................................................68 9.14.2 Placa de circuito impreso, PCB ...............................................................................71 9.14.3 Caja envolvente de encapsulado de electrónica para carril DIN .............................72 9.14.4 Disipadores de calor .................................................................................................75

9.15 Interruptor con reloj astronómico ............................................................................79

9.16 Regulador solar de carga ..........................................................................................83 9.16.1 Selección del tipo de acumulador ............................................................................85 9.16.2 Sistemas de alarma ...................................................................................................87 9.16.3 Conexión de los distintos circuitos controlados por el regulador solar de carga .....89 9.16.4 Sistemas de regulación y estados de carga ..............................................................90 9.16.5 Protecciones del sistema ..........................................................................................91 9.16.6 Parámetros del proceso ............................................................................................93

9.17 Interruptores .............................................................................................................94

9.18 Ventilador ..............................................................................................................100

9.19 Cables .....................................................................................................................102

9.20 Bornas de conexión ................................................................................................104 9.20.1 Conexión, programación y puesta en funcionamiento ...........................................107

10 MODELOS Y DISPOSICIONES .......................................................................111

11 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN SOLAR ...................................................113

1 INTRODUCCIÓN

4

11.1 Balance energético .................................................................................................113 11.1.1 Producción fotovoltaica .........................................................................................114

12 ANÁLISIS DE VIAVILIDAD: ESTUDIO DE LOCALIZACIÓN DE INSTALACIONES SOLARES AISLADAS .....................................................114

12.1 Introducción ...........................................................................................................114

12.2 Herramientas de cálculo empleadas para el estudio ..............................................115 12.2.1 Meteonorm .............................................................................................................115 12.2.2 PVSyst ...................................................................................................................120 12.2.3 PVGIS ....................................................................................................................125

12.3 Análisis en América del Sur ..................................................................................128 12.3.1 Ciudades escogidas ................................................................................................128 12.3.2 Tablas de resultados ...............................................................................................135 12.3.3 Mapa de situación ..................................................................................................146 12.3.4 Mapa de irradiación ...............................................................................................147 12.3.5 Conclusión. ............................................................................................................147

12.4 África .....................................................................................................................148 12.4.1 Ciudades escogidas ................................................................................................148 12.4.2 Tabla de resultados ................................................................................................153 12.4.3 Mapa de situación ..................................................................................................161 12.4.4 Mapa de irradiación ...............................................................................................162 12.4.5 Conclusión .............................................................................................................162

12.5 Análisis isolatitud e isolongitud .............................................................................163 12.5.1 Localizaciones a la misma longitud .......................................................................163 12.5.2 Localizaciones a la misma latitud ..........................................................................167 12.5.3 Mapas de situación .................................................................................................177 12.5.4 Conclusión .............................................................................................................180 12.5.5 Mediterráneo ..........................................................................................................181 12.5.6 Tabla de resultados ................................................................................................181

13 CONTINUIDAD DEL PROYECTO .................................................................186

14 TRANSFERENCIA DE TECNOLOGÍA ..........................................................186

15 RESULTADOS DE INVESTIGACIÓN. ...........................................................187

16 CONCLUSIONES FINALES. ............................................................................188

1 INTRODUCCIÓN

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1 INTRODUCCIÓN En la siguiente memoria técnica de conclusión y resumen del proyecto nos es grato exponer los resultados finales conseguidos. En este tipo de proyectos orientados a la construcción de un prototipo, resulta un éxito que dicho prototipo cumpla o mejore los objetivos iniciales que se propusieron.

Desde nuestro punto de vista, después de llegar a buenos resultados, destacamos que los programas que fomentan la I+D involucren tanto a grupos de investigación como a empresas. Así mismo resulta conveniente que dichos programas estén orientados al desarrollo nuevos productos y/o a mejora de productos o procesos existentes.

Durante el texto se explicará cada parte del sistema al que se ha llegado. Durante la ejecución nos encontramos con problemas fáciles de resolver y otros no tan sencillos durante la ejecución final con la obra incluida. Destacamos en este punto la necesidad de hacer un buen proyecto para tener durante la ejecución los mínimos problemas posibles. En esta tarea ha sido fundamental la labor del técnico contratado, que ha sabido entender lo que se le pedía.

Finalmente la luminaria LED alimentada con energía solar es una realidad y funciona correctamente. Es una solución de iluminación apropiada en zonas alejadas de la red eléctrica.

2 CONSECUCIÓN DE OBJETIVOS

Se ha logrado construir el prototipo inicialmente ideado y se ha desarrollado una luminaria LED con alimentación fotovoltaica. Dicha luminaria está operativa y funciona correctamente desde su instalación en Marzo de 2011. Puede observarse en la Fachada de la Escuela de Ingenierías Industriales de Badajoz donde quedará instalada. Se ha diseñado para que esté funcionando sin mantenimiento durante 8 años, momento en el que se prevé un reemplazo de baterías.

La consecución del prototipo ha ido acompañada de un estudio de posibles localizaciones mundiales con la idea de tener la información preliminar para poder iniciar un estudio de mercado según las condiciones climáticas de la latitud que corresponda.

3 JUSTIFICACIÓN DEL TÉCNICO CONTRATADO

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Además de los objetivos de construcción del prototipo, quisiéramos incluir el valor añadido que el desarrollo de este proyecto ha realizado en la formación que el técnico contratado ha recibido.

3 JUSTIFICACIÓN DEL TÉCNICO CONTRATADO En este punto se pretende confirmar la necesidad de la contratación de un técnico dentro de este tipo de proyectos. Aunque hubiese sido necesaria la contratación de dicho técnico los 2 años de duración del proyecto, se diseñó para agrupar sus tareas en la primera anualidad para reducir el coste del proyecto sin poner en riesgo la consecución de los objetivos. Así, el trabajo de dicho técnico ha sido absolutamente satisfactorio en todas las tareas técnicas encomendadas, las cuales resolvió bien y en plazo.

Este tipo de contrato lo consideramos necesario porque reduce el tiempo que el grupo de investigación está dedicado al proyecto en temas, en este caso, de cálculos técnicos de estructura e instalaciones, que no son puramente de investigación.

Además es un buen instrumento para que el técnico forme parte del trabajo en equipo de un grupo de investigación y aprenda los modos de trabajo específicos.

4 OBJETO DEL PROYECTO El objeto de este trabajo es el diseño de la luminaria LED alimentada por un sistema de energía solar aislado formado por panel, regulador y batería. En el estudio se ha incluido un análisis de situaciones potenciales a nivel mundial donde sería posible y rentable su instalación.

5 SISTEMA DE ENERGÍA FOTOVOLTAICO

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Figura 1. Imágenes del prototipo instalado.


5.1 Introducción

En el siguiente apartado se expone la solución proyectada desde el punto de vista energético.

5.2 Esquema de la instalación fotovoltaica

En la siguiente figura se muestra el esquema empleado para generar, almacenar y gestionar la energía que necesita la luminaria.


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Figura 2. Esquema.

Se ha descartado la producción con seguidor solar, ya que el aumento de producción que se obtiene sólo es capaz de aumentar la potencia de la luminaria un 10%.

La producción solar se ha calculado con paneles de orientación fija de 2*135 Wp para una potencia de luminaria de 60W.

La inclinación óptima corresponde a un ángulo de 55º que maximiza la producción en el mes más desfavorable que resulta ser Diciembre. Esta inclinación no maximiza la producción anual de los paneles fotovoltaicos ya que esta aplicación requiere un diseño energético que garantice cantidad de energía para el mes más desfavorable.

La autonomía que se ha supuesto para esta aplicación es de 3 días.

5.3 Producción solar fotovoltaica

La estimación de producción media mensual se ha calculado con el programa. Dicho programa carga los datos de radiación solar según la posición geográfica desde otro programa llamado METEONORM.

Como ejemplo se ha estimado la producción solar en Badajoz, aunque se estudiará la instalación en otros puntos del mundo.

Figura 3. Datos del lugar de la instalación.


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La inclinación que maximiza la producción en invierno resulta ser 55º.

Figura 4. Posición de la inclinación del panel.

En la siguiente tabla se muestra la producción media mensual.

Figura 5. Producción fotovoltaica anual.


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Para el dimensionamiento de la instalación tomamos como referencia el mes más

desfavorable, en este caso resulta ser Diciembre con una producción diaria de 750W. (23 Kw/h al mes).

Tabla 1. Producción fotovoltaica mensual y diaria.

5.4 Consumo medio de la luminaria La luminaria será encendida y apagada mediante un reloj astronómico que tiene

almacenadas las horas de orto y ocaso según la latitud de instalación. Es decir, el tiempo que la luminaria permanece encendida cada día es diferente. Para hacer los cálculos de consumo se estimarán tanto las horas de encendido como el mes de estudio.

Por un lado, tenemos un mes medio de invierno que estima una distribución horaria

de la siguiente forma, consumiendo por tanto 690 W/día según 2 niveles de potencia.


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Figura 6.Funcionamiento en modo invierno

En esta distribución horaria, se considera un nivel alto al 100 % de potencia y un nivel bajo al 50%. La justificación se basa en horas con más tránsito de vehículos y personas que otras.

Por otro lado, para un mes medio de verano se estima una distribución diferente.

Figura 7. Funcionamiento en modo verano.


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Una vez definidos los consumos y distribución horaria, se pasa a describir los componentes de la instalación.

El programa por sí solo ya nos sugiere cuales son las baterías y los paneles necesarios en función de los consumos que le hemos introducido anteriormente, pero en nuestro caso hemos introducido los datos de baterías y paneles calculados previamente con otras herramientas.

Figura 8.Definición de baterías y paneles.

Por último para acabar de definir el sistema nos falta elegir el regulador

Figura 9.Definición del regulador.


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Con todos los datos definidos, el programa hace la simulación de la instalación durante un año, y nos emite una serie gráficos y diagramas que analizaremos más adelante.

5.4.1 Panel

Los módulos utilizados para cubrir las necesidades de la instalación han sido dos paneles de la marca Atersa concretamente el modelo A-135P. Este módulo está compuesto por 36 células policristalinas.

Figura 10. Módulo fotovoltaico

Este módulo está garantizado hasta 25 años sobre la potencia de salida y de 3 años contra los defectos de fabricación.

Los datos eléctricos reflejan los valores típicos del módulo A-135P medidos en la salida de los terminales, al final del proceso de fabricación. CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS A-135 P Potencia (W en prueba ± 2 %) 135 w Número de células en serie 36 Eficiencia del módulo 13.88% Corriente Punto de Máxima Potencia (Imp) 7,58A Tensión Punto de Máxima Potencia (Vmp) 17,82v Corriente en Cortocircuito (lsc) 8,23A Tension de Circuito Abierto (Voc) 22,38v Coeficiente de Temperatura de Isc (á) 0,08%/ºC Coeficiente de Temperatura de Voc (â) -0,32%/ºC Coeficiente de Temperatura de P (ã) -0,38%/ºC Máxima Tensión del Sistema 1000v


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CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Dimensiones (mm) 1476x659x35

Peso (aprox) 12,80 kg

Tabla 2. Características del módulo fotovoltaico

Mediciones realizadas conforme a ASTM E1036 corregidas a las condiciones de prueba estándar (STC): radiación 1KW/m, distribución espectral AM (masa de aire) 1,5 ASTM E892 y temperatura de célula de 25ºC.

Figura 11. Curvas del módulo A-135 P


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5.4.2 Batería

Las baterías utilizadas en la instalación son baterías de gel. La principal diferencia respecto a las baterías tradicionales de ácido es la sustancia gelatinosa que contiene la mezcla de electrólisis. Los gases generados durante el proceso se convierten en líquido dentro de la batería de gel (recombinación), evitando escapes. Las características de este tipo de baterías son: Sin mantenimiento No es necesario llenar de agua ni preocuparse de las altas o bajas temperaturas, las baterías de gel no requieren mantenimiento alguno. Energía de larga duración Las baterías de gel son aptas para un uso intenso y son menos sensibles a las vibraciones que las baterías de ácido. Mantienen la corriente más tiempo reduciendo así el tiempo de recarga. Recarga rápida Necesitan menos tiempo de funcionamiento del generador para cargarse, pudiendo ser recargadas con una corriente de carga igual al 50% de la capacidad Ah. Autodescarga extremadamente baja Las baterías de gel prácticamente no descargan nada de su energía, ya que aguantan hasta medio año. Sin formación de gas Las baterías de gel, a diferencia de las de mantenimiento, no desprenden prácticamente gas, siendo por ello muy seguras y evitando posibles explosiones. Tampoco dejan ácido al resultar dañadas o puestas en ángulo ya que la electrólisis queda retenida en el gel. En la instalación utilizaremos dos baterías de la marca ATERSA conectadas en serie para obtener 12 voltios, concretamente el modelo 6V60PzV300.

Figura 12. Baterías de gel Esta batería es hermética y completamente sellada.


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En el sistema de batería sellada y hermética de Gel, los gases que se producen durante la carga se recombinan para convertirse de nuevo en agua dentro de los elementos que componen la batería.

Figura 13.Sistema de sellado hermético Figura 14. Libera hidrógeno, oxígeno y vapores de ácido.

Para el dimensionamiento de los acumuladores, se procede del siguiente modo:

Para la seguridad del abastecimiento, que la autonomía en días del sistema sin que las baterías reciban suministro sea (suele ser entre 1 y 10 días). Nosotros en este caso estudiaremos los acumuladores para 3 días de autonomía.

Se elige una tensión para los acumuladores de 12v, compuesto de baterías estacionarias monobloc o un acumulador compuesto por una asociación de vasos de 2 voltios. Para el dimensionamiento de los acumuladores utilizaremos la siguiente expresión:

𝐶𝑢 =𝐸 · 𝑁𝑉 [𝐴ℎ]

Donde: Cu = capacidad de útil del acumulador E = energía diaria requerida N = días de autonomía V = tensión nominal de las baterías

Tendremos que tener en cuenta que los acumuladores no se descarguen completamente, con

el fin de aumentar la vida útil de estos, además de un factor de seguridad. Para ello, utilizaremos la siguiente expresión:

𝐶 =𝐶𝑢𝑃𝑑 · 𝐹𝑠[𝐴ℎ]

Donde:

C = capacidad de los acumuladores Cu = capacidad útil obtenida anteriormente Fs = factor de seguridad, en nuestro caso el 110% Pd = Profundidad de descarga máxima admisible, en nuestro caso 75%.


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Por tanto con estas fórmulas para nuestros datos, con tres días de autonomía se obtiene la siguiente capacidad de batería.

Luminaria 50 60 wh

Horas funcionamiento 11,5 11,5 h Consumo diario 575 690 wh

Días de autonomía 3 3 días

Tensión de batería 12 12 v Profundidad de descarga 0,75 0,75 %

Factor de seguridad 1,1 1,1

Capacidad batería 210,833333 253 Ah

Tabla 5. Capacidad de la batería.

Según los intervalos de Ah del fabricante se optó por el siguiente modelo.

DATOS TÉCNICOS:

TIPO 6V60PzV300 Voltaje 6 V Capacidad (20h) 315 Ah Dimensiones (mm) 381x204x350 Peso (Kg) 62

Tabla 6. Características de la batería

5.4.3 Regulador

Según la potencia de la instalación el regulador de la misma marca ATERSA más adecuado es el modelo LEO 10.

Figura 15. Regulador LEO 10


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El sistema de regulación y control LEO10 proporciona un óptimo control y gestión de la

carga de los acumuladores de su sistema solar fotovoltaico, protegiendo a todos elementos de su instalación.

El diseño de esta serie de reguladores responde a sistemas de pequeña y mediana potencia,

en los que no es necesaria instrumentación adicional y se pretende implementar un completo sistema de regulación digital que sea fiable, flexible y de muy bajo consumo. Los reguladores LEO implementan un algoritmo inteligente que logra que el regulador se integre en el sistema optimizando sus tareas de regulación y gestión de la carga. Los reguladores LEO realizan electrónicamente las tareas de mantenimiento de los acumuladores de manera automática, prolongando así su vida útil.

CARACTERÍSTICAS DEL PRODUCTO. -Carga de baterías por modulación de anchura de pulso(PWM) mediante Hysteresis-band(HB) -Consumo muy reducido -Gestión inteligente de carga para alargar la vida de las baterías -Indicación instantánea del estado de la carga (SOC) -Reconocimiento automático de tensión para 12/24v -Completa información del proceso: tensiones, intensidades, energías, alarmas, temperaturas -Relés de estado sólido en líneas de paneles y consumo -Compensación dinámica por temperatura -Compensación dinámica de intensidad -Interfaz de navegación intuitivo -Algoritmo adaptativo de control de carga dinámica por histórico -Desconexión automática de paneles para evitar fugas nocturnas, función diodo de bloqueo -Autochequeo funcional del equipo (Self test) -Corrección de pérdidas por cableado -Control de alarmas por ventanas -Opción de desconexión manual del consumo

PROTECCIONES El regulador LEO10, incorpora protecciones para el equipo regulador y todos los equipos que pueda tener conectados, paneles, baterías, consumos, etc. -Cortocircuito en paneles/consumo -Sobretensiones en la entrada de paneles -Protección frente a descargas excesivas -Sobrecorrientes en paneles/consumo -Desconexión de batería -Inversión de polaridad -Sobretemperatura


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DATOS TÉCNICOS TIPO LEO10 16A Tensión nominal (V) 12 Tensión máxima de trabajo (V) 40 Consumo propio (m A) 10 Corriente máxima paneles constante (A) 16 Corriente máxima consumo constante (A) 16 Corriente máxima paneles durante un minuto (A) 20 Corriente máxima consumo durante un minuto (A) 20 Corriente de cortocircuito en paneles (A) 50 Corriente de cortocircuito en consumo (A) 100 Tiempo de detencción de Cortocircuito <500 Rango de temperatura de funcionamiento -20…+40ºC Rango de temperatura de almacenamiento -20…+75ºC Precisión de medida de tensión 2%FS+ 2 dígitos Precisión de medida de corriente 3% FS+ 2dígitos Resolución interna de la tensión (V) 0,05 Resolución interna de la corriente (V) 0,05 Display LCD de bajo consumo Humedad relativa (sin condensaciones) <90%

Máxima sección admisibles en las bornas (mm2) 25 Altura máxima de trabajo (m) 2500 Peso 1,25 Kg Envolvente Aluminio Dimensiones 180x200x63 Grado de protección IP22

Tabla 7. Características del regulador

6 DESCRIPCIÓN DE LA ESTRUCTURA SOPORTE

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Figura 16.Dimensiones del regulador

5.4.4 Convertidor

El diseño del convertidor DC/DC se describe ampliamente en el apartado de CUADRO ELÉCTRICO.


6.1 Introducción

En el siguiente apartado se expone la solución proyectada desde el punto de vista estructural.


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6.2 Estructura metálica

Figura 17. Estructura metálica

6.3 Poste

Se ha optado por una estructura galvanizada de fabricación propia.

Dicha estructura está formada por cuatro angulares L60x6 de lados simétricamente dispuestos en los cuatro vértices de un cuadrado, que dan forma a la sección del apoyo.

Estos cuatro montantes se unen entre sí mediante presillas soldadas de 60x6 cada 40 cm..

Las dimensiones y tolerancias se aprecian en el plano adjunto, se trata de un prisma de 6 metros de longitud y 320 mm de lado.

Además este tipo de postes nos da la posibilidad de hacer variaciones en el nivel de acabado, revistiendo el poste con los distintos materiales que hay en el mercado. (Chapa de aluminio lacado, Formica, Prodema, Trespa, etc).


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6.4 Cálculos estructurales Estados límite

E.L.U. de rotura. Hormigón

CTE Control de la ejecución: Normal Categoría de uso: E. Zonas de tráfico y aparcamiento para vehículos ligeros Cota de nieve: Altitud inferior o igual a 1000 m

E.L.U. de rotura. Hormigón en cimentaciones

CTE Control de la ejecución: Normal Categoría de uso: E. Zonas de tráfico y aparcamiento para vehículos ligeros Cota de nieve: Altitud inferior o igual a 1000 m

E.L.U. de rotura. Acero laminado

CTE Categoría de uso: E. Zonas de tráfico y aparcamiento para vehículos ligeros Cota de nieve: Altitud inferior o igual a 1000 m

Tensiones sobre el terreno Acciones características Desplazamientos Acciones características

6.4.1 Estructura metálica Geometría - Nudos

Referencias:

Dx, Dy, Dz: Desplazamientos prescritos en ejes globales.

qx, qy, qz: Giros prescritos en ejes globales.

Cada grado de libertad se marca con 'X' si está coaccionado y, en caso contrario, con '-'.

Nudos

Referencia Coordenadas Vinculación exterior

Vinculación interior X (m)

Y (m)

Z (m) Dx Dy Dz qx qy qz

N1 0.000 0.000 6.000 - - - - - - Empotrado N2 0.000 0.320 6.000 - - - - - - Empotrado N3 -0.320 0.320 6.000 - - - - - - Empotrado N4 -0.320 0.000 6.000 - - - - - - Empotrado N5 -0.320 0.910 6.000 - - - - - - Empotrado N6 -0.320 -0.590 6.000 - - - - - - Empotrado N7 -0.320 0.160 6.000 - - - - - - Empotrado


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N8 0.490 -0.590 6.000 - - - - - - Empotrado N9 0.490 0.910 6.000 - - - - - - Empotrado

N10 -0.320 0.910 6.570 - - - - - - Empotrado N11 -0.320 -0.590 6.570 - - - - - - Empotrado N12 0.490 0.000 6.000 - - - - - - Empotrado N13 0.490 0.320 6.000 - - - - - - Empotrado N14 -0.160 0.160 0.000 X X X X X X Empotrado N15 -0.160 0.160 6.000 - - - - - - Empotrado

- Barras .- Materiales utilizados Materiales utilizados

Material E (kp/cm²)

G (kp/cm²)

se (kp/cm²)

a·t (m/m°C)

g (kg/dm³) Tipo Designación

Acero S275 2100000.00 807692.31 2803.26 1.2e-005 7.85 Notación:

E: Módulo de elasticidad G: Módulo de cortadura se: Límite elástico a·t: Coeficiente de dilatación g: Peso específico

- Descripción Descripción

Material Barra (Ni/Nf)

Pieza (Ni/Nf) Perfil(Serie) Longitud

(m) bxy bxz LbSup. (m)

LbInf. (m) Tipo Designación

Acero S275 N4/N7 N4/N3 L-60x5 (L) 0.16 1.00 1.00 - - N7/N3 N4/N3 L-60x5 (L) 0.16 1.00 1.00 - - N4/N1 N4/N1 L-60x6 (L) 0.32 1.00 1.00 - - N1/N2 N1/N2 L-60x5 (L) 0.32 1.00 1.00 - - N3/N2 N3/N2 L-60x6 (L) 0.32 1.00 1.00 - - N3/N5 N3/N5 L-60x5 (L) 0.59 1.00 1.00 - - N6/N4 N6/N4 L-60x5 (L) 0.59 1.00 1.00 - - N5/N10 N5/N10 L-60x5 (L) 0.57 1.00 1.00 - - N5/N9 N5/N9 L-60x5 (L) 0.81 1.00 1.00 - - N6/N8 N6/N8 L-60x5 (L) 0.81 1.00 1.00 - - N8/N12 N8/N9 L-60x5 (L) 0.59 1.00 1.00 - - N12/N13 N8/N9 L-60x5 (L) 0.32 1.00 1.00 - - N13/N9 N8/N9 L-60x5 (L) 0.59 1.00 1.00 - - N9/N10 N9/N10 L-60x5 (L) 0.99 1.00 1.00 - - N11/N10 N11/N10 L-60x5 (L) 1.50 1.00 1.00 - - N8/N11 N8/N11 L-60x5 (L) 0.99 1.00 1.00 - - N2/N13 N2/N13 L-60x6 (L) 0.49 1.00 1.00 - - N1/N12 N1/N12 L-60x6 (L) 0.49 1.00 1.00 - -


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N6/N11 N6/N11 L-60x5 (L) 0.57 1.00 1.00 - - N4/N15 N4/N2 L-60x6 (L) 0.23 1.00 1.00 - - N15/N2 N4/N2 L-60x6 (L) 0.23 1.00 1.00 - - N1/N15 N1/N3 L-60x6 (L) 0.23 1.00 1.00 - - N15/N3 N1/N3 L-60x6 (L) 0.23 1.00 1.00 - - N14/N15 N14/N15 4xL-60x5([-]) (L) 6.00 2.00 2.00 - -

Notación: Ni: Nudo inicial Nf: Nudo final bxy: Coeficiente de pandeo en el plano 'XY' bxz: Coeficiente de pandeo en el plano 'XZ' LbSup.: Separación entre arriostramientos del ala superior LbInf.: Separación entre arriostramientos del ala inferior

- Características mecánicas Tipos de pieza Ref. Piezas

1 N4/N3, N1/N2, N3/N5, N6/N4, N5/N10, N5/N9, N6/N8, N8/N9, N9/N10, N11/N10, N8/N11 y N6/N11

2 N4/N1, N3/N2, N2/N13, N1/N12, N4/N2 y N1/N3 3 N14/N15

Características mecánicas Material

Ref. Descripción A (cm²)

Iyy (cm4)

Izz (cm4)

Ixx (cm4) Tipo Designación

Acero S275 1 L-60x5, Perfil simple, (L) 5.82 19.40 19.40 0.48 2 L-60x6, Perfil simple, (L) 6.91 22.80 22.80 0.82

3 L-60x5, Cuádruple en cajón unión genérica, (L) Enlace a distancia dada: 60.0 mm Separación entre los perfiles: 320 mm

23.28 9727.85 9727.85 1.92

Notación: Ref.: Referencia A: Sección Iyy: Inercia flexión Iyy Izz: Inercia flexión Izz Ixx: Inercia torsión Las características mecánicas de las piezas corresponden a la sección en el punto medio de las mismas.


25

- Tabla de medición Tabla de medición

Material Pieza (Ni/Nf) Perfil(Serie) Longitud

(m) Volumen

(m³) Peso (kp) Tipo Designación

Acero S275 N4/N3 L-60x5 (L) 0.32 0.000 1.46 N4/N1 L-60x6 (L) 0.32 0.000 1.74 N1/N2 L-60x5 (L) 0.32 0.000 1.46 N3/N2 L-60x6 (L) 0.32 0.000 1.74 N3/N5 L-60x5 (L) 0.59 0.000 2.70 N6/N4 L-60x5 (L) 0.59 0.000 2.70 N5/N10 L-60x5 (L) 0.57 0.000 2.60 N5/N9 L-60x5 (L) 0.81 0.000 3.70 N6/N8 L-60x5 (L) 0.81 0.000 3.70 N8/N9 L-60x5 (L) 1.50 0.001 6.85 N9/N10 L-60x5 (L) 0.99 0.001 4.53 N11/N10 L-60x5 (L) 1.50 0.001 6.85 N8/N11 L-60x5 (L) 0.99 0.001 4.53 N2/N13 L-60x6 (L) 0.49 0.000 2.66 N1/N12 L-60x6 (L) 0.49 0.000 2.66 N6/N11 L-60x5 (L) 0.57 0.000 2.60 N4/N2 L-60x6 (L) 0.45 0.000 2.45 N1/N3 L-60x6 (L) 0.45 0.000 2.45 N14/N15 4xL-60x5([-]) (L) 6.00 0.014 109.65

Notación: Ni: Nudo inicial Nf: Nudo final

- Resumen de medición Resumen de medición

Material Serie Perfil

Longitud Volumen Peso

Tipo Designación Perfil (m)

Serie (m)

Material (m)

Perfil (m³)

Serie (m³)

Material (m³)

Perfil (kp)

Serie (kp)

Material (kp)

Acero

S275 L

L-60x5, Perfil simple 9.56 0.006 43.68

L-60x6, Perfil simple 2.53 0.002 13.70

L-60x5, Cuádruple en cajón unión genérica 6.00 0.014 109.65

18.09 0.021 167.03

18.09 0.021 167.03


26

- Cargas - Nudos Cargas en nudos

Referencia Hipótesis Cargas puntuales (Tn)

Dirección X Y Z

N1 Carga permanente 0.040 0.000 0.000 -1.000 N2 Carga permanente 0.040 0.000 0.000 -1.000 N3 Carga permanente 0.040 0.000 0.000 -1.000 N4 Carga permanente 0.040 0.000 0.000 -1.000

- Barras

Referencias:

'P1', 'P2':

§ Cargas puntuales, uniformes, en faja y momentos puntuales: 'P1' es el valor de la carga. 'P2' no se utiliza.

§ Cargas trapezoidales: 'P1' es el valor de la carga en el punto donde comienza (L1) y 'P2' es el valor de la carga en el punto donde termina (L2).

§ Cargas triangulares: 'P1' es el valor máximo de la carga. 'P2' no se utiliza. § Incrementos de temperatura: 'P1' y 'P2' son los valores de la temperatura en

las caras exteriores o paramentos de la pieza. La orientación de la variación del incremento de temperatura sobre la sección transversal dependerá de la dirección seleccionada.

'L1', 'L2':

§ Cargas y momentos puntuales: 'L1' es la distancia entre el nudo inicial de la barra y la posición donde se aplica la carga. 'L2' no se utiliza.

§ Cargas trapezoidales, en faja, y triangulares: 'L1' es la distancia entre el nudo inicial de la barra y la posición donde comienza la carga, 'L2' es la distancia entre el nudo inicial de la barra y la posición donde termina la carga.

Unidades:

§ Cargas puntuales: Tn § Momentos puntuales: Tn·m. § Cargas uniformes, en faja, triangulares y trapezoidales: Tn/m. § Incrementos de temperatura: °C.


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Cargas en barras

Barra Hipótesis Tipo Valores Posición Dirección

P1 P2 L1 (m)

L2 (m) Ejes X Y Z

N4/N7 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N4/N7 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N4/N7 V 1 Uniforme 0.600 - - - Globales 1.000 0.000 0.000 N4/N7 V 1 Uniforme 0.029 - - - Globales 1.000 0.000 0.000 N7/N3 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N7/N3 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N7/N3 V 1 Uniforme 0.600 - - - Globales 1.000 0.000 0.000 N7/N3 V 1 Uniforme 0.028 - - - Globales 1.000 0.000 0.000 N4/N1 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N4/N1 V 2 Uniforme 0.600 - - - Globales 0.000 1.000 0.000 N1/N2 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N1/N2 Carga permanente Uniforme 0.038 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N3/N2 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N3/N5 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N3/N5 Carga permanente Uniforme 0.055 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N3/N5 V 1 Uniforme 0.028 - - - Globales 1.000 0.000 0.000 N6/N4 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N6/N4 Carga permanente Uniforme 0.055 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N6/N4 V 1 Uniforme 0.029 - - - Globales 1.000 0.000 0.000

N5/N10 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N5/N9 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N6/N8 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N6/N8 V 2 Triangular Der. 0.029 - 0.000 0.810 Globales 0.000 1.000 0.000

N8/N12 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N8/N12 Carga permanente Uniforme 0.055 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000

N12/N13 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N12/N13 Carga permanente Uniforme 0.033 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N13/N9 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N13/N9 Carga permanente Uniforme 0.055 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N9/N10 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000

N11/N10 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N11/N10 V 1 Uniforme 0.028 - - - Globales 1.000 0.000 0.000 N8/N11 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N2/N13 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N1/N12 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N6/N11 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N6/N11 V 2 Triangular Der. 0.041 - 0.000 0.570 Globales 0.000 1.000 0.000 N4/N15 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N4/N15 Carga permanente Uniforme 0.011 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N15/N2 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N15/N2 Carga permanente Uniforme 0.011 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N1/N15 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N1/N15 Carga permanente Uniforme 0.011 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N15/N3 Carga permanente Uniforme 0.005 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000 N15/N3 Carga permanente Uniforme 0.011 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000

N14/N15 Carga permanente Uniforme 0.018 - - - Globales 0.000 0.000 -1.000


28

6.4.2 Placa de anclaje

Placas de anclaje - Descripción Descripción

Referencia Placa base Disposición Rigidizadores Pernos

N14

Ancho X: 600 mm

Ancho Y: 600 mm

Espesor: 22 mm

Posición X: Centrada

Posición Y: Centrada

Paralelos X: -

Paralelos Y: -

4Ø25 mm L=35 cm

Prolongación recta

- Medición placas de anclaje Pilares Acero Peso kp Totales kp

N14 S275 1 x 62.17

62.17 Totales 62.17

- Medición pernos placas de anclaje

Pilares Pernos Acero Longitud m Peso kp Totales m Totales kp N14 4Ø25 mm L=42 cm B 400 S, Ys = 1.15 (corrugado) 4 x 0.42 4 x 1.61

1.67 6.43 Totales 1.67 6.43

- Comprobación de las placas de anclaje

Referencia: N14 -Placa base: Ancho X: 600 mm Ancho Y: 600 mm Espesor: 22 mm -Pernos: 4Ø25 mm L=35 cm Prolongación recta -Disposición: Posición X: Centrada Posición Y: Centrada

Comprobación Valores Estado Separación mínima entre pernos:

3 diámetros

Mínimo: 75 mm Calculado: 521 mm

Cumple Separación mínima pernos-borde:

1.5 diámetros

Mínimo: 37 mm Calculado: 40 mm

Cumple Longitud mínima del perno:

Se calcula la longitud de anclaje necesaria por adherencia.

Mínimo: 30 cm Calculado: 35 cm

Cumple


29

Anclaje perno en hormigón:

- Tracción:

Máximo: 7.624 Tn Calculado: 2.574 Tn

Cumple - Cortante:


Cumple - Tracción + Cortante:


Cumple Tracción en vástago de pernos:


Cumple Tensión de Von Mises en vástago de pernos:

Máximo: 4077.47 kp/cm² Calculado: 494.806 kp/cm²

Cumple Aplastamiento perno en placa:

Límite del cortante en un perno actuando contra la placa


Cumple Tensión de Von Mises en secciones globales:

Máximo: 2803.26 kp/cm²

- Derecha:

Calculado: 363.269 kp/cm²

Cumple - Izquierda:


Cumple - Arriba:


Cumple - Abajo:


Cumple Flecha global equivalente:

Limitación de la deformabilidad de los vuelos

Mínimo: 250

- Derecha:

Calculado: 3258.78

Cumple - Izquierda:

Calculado: 3463.24

Cumple - Arriba:

Calculado: 4467.96

Cumple - Abajo:

Calculado: 4713.22

Cumple Tensión de Von Mises local:

Tensión por tracción de pernos sobre placas en voladizo

Máximo: 2803.26 kp/cm² Calculado: 0 kp/cm²

Cumple Se cumplen todas las comprobaciones

6.5 Cimentación

La cimentación de la farola, no puede ser calculada con un programa de cálculo de estructuras convencional.

En este tipo de cimentaciones, para estructuras en las que predomina la altura con respecto a cualquier otra dimensión, por tanto en la que la carga vertical es muy pequeña frente a los momentos flectores debidos al viento, se calcula mediante el método de Sulzberger, este método plantea el equilibrio de momentos en la base de la cimentación, considerando ésta como un sólido rígido, pero añadiendo la posibilidad de que se produzca un pequeño giro, razón por la cual aparece por medio el módulo de balasto.

De acuerdo con la fórmula de Sulzberger, siendo el momento de vuelco: Mv=F(H+2/3h).

Ha de verificarse que 1,5 Mv <= M1+M2

M1=0,278 kah3

M2= 0,4 Pa

k=5 kg/cm3 terreno flojo; k=10 kg/cm3 terreno normal; k=20 kg/cm3 terreno rocoso.


30

Figura 18. Dimensiones de la cimentación

Para cimentaciones de alumbrado público tenemos normalizado el tamaño de la cimentación en función de la altura de la torre.

Figura 19. Dado de cimentación.

Las dimensiones A y B del dado de hormigón en metros de las cimentaciones de los puntos de luz a título orientativo e informativo serán las establecidas en la tabla 8.


31

Tabla 8. Dimensiones de la cimentación.

Para las cimentaciones de puntos de luz se implantarán como mínimo cuatro pernos de anclaje, doblados en forma de cachavas y galvanizados, con roscado métrico en la parte superior, y que llevarán doble zunchado con redondo de 8 mm de diámetro soldado a los cuatro pernos como se indica en la figura 20.

Figura 20. Conjunto de pernos con doble zunchado.

En función de la altura “h” del soporte de dimensiones mínimas recomendadas de los pernos se ajustarán al cuadro que se incluye a continuación, respondiendo a la nomenclatura de la figura 21.

Siendo:

a: Longitud del perno

Ø:Diámetro del perno

R:Longitud del perno con roscado métrico

b:Distancia desde la parte baja del perno al zunchado inferior

c:Distancia del zunchado inferior al superior


32

Figura 21. Pernos de anclaje.

Tabla 9. Dimensiones de los pernos.

Nuestra cimentación utilizada es la indicada en la siguiente figura.


33

Figura 22. Cimentación de la farola

6.6 Placa de anclaje

Debido a que el apoyo metálico no podría asentarse directamente sobre el hormigón de la cimentación ya que esta no resistiría las tensiones transmitidas, se dispondrá una placa metálica entre poste y cimiento. Ésta va soldada a la parte inferior del poste. Su misión fundamental será la de disminuir las tensiones para que puedan ser admisibles para el hormigón. La unión de la placa con la zapata se realizará mediante pernos de anclajes embebidos en el hormigón, los cuales inmovilizarán el pilar ante posibles tracciones.

Figura 23. Placa de anclaje.


34

La placa de anclaje va soldada al poste en su parte inferior dando como resultado el siguiente esquema de montaje.

Figura 24.Poste soldado a la placa de anclaje.

-Cálculo: Elementos de cimentación aislados - Descripción Referencias Geometría Armado

N14

Zapata rectangular centrada

Ancho zapata X: 210.0 cm

Ancho zapata Y: 150.0 cm

Canto: 45.0 cm

Sup X: 6Ø12c/25

Sup Y: 8Ø12c/25

Inf X: 6Ø12c/25

Inf Y: 8Ø12c/25


35

- Medición

Referencia: N14 B 400 S, CN Total Nombre de armado Ø12

Parrilla inferior - Armado X Longitud (m) Peso (kg)

6x2.00 6x1.78

12.00 10.65

Parrilla inferior - Armado Y Longitud (m) Peso (kg)

8x1.63 8x1.45

13.04 11.58

Parrilla superior - Armado X Longitud (m) Peso (kg)

6x2.00 6x1.78

12.00 10.65

Parrilla superior - Armado Y Longitud (m) Peso (kg)

8x1.63 8x1.45

13.04 11.58

Totales Longitud (m) Peso (kg)

50.08 44.46

44.46 Total con mermas (10.00%)

Longitud (m) Peso (kg)

55.09 48.91

48.91

Resumen de medición (se incluyen mermas de acero)

B 400 S, CN (kg) Hormigón (m³)

Elemento Ø12 HA-25, Control Estadístico Limpieza Referencia: N14 48.91 1.42 0.32 Totales 48.91 1.42 0.32

- Comprobación Referencia: N14 Dimensiones: 210 x 150 x 45 Armados: Xi:Ø12c/25 Yi:Ø12c/25 Xs:Ø12c/25 Ys:Ø12c/25 Comprobación Valores Estado Tensiones sobre el terreno:

Criterio de CYPE Ingenieros

- Tensión media en situaciones persistentes:

Máximo: 2 kp/cm² Calculado: 0.158 kp/cm²

Cumple - Tensión máxima acc. gravitatorias:


Cumple - Tensión máxima con acc. de viento:


Cumple Flexión en la zapata:

- En dirección X:

Momento: 1.38 Tn·m

Cumple - En dirección Y:

Momento: 0.90 Tn·m

Cumple Vuelco de la zapata:

Si el % de reserva de seguridad es mayor que cero, quiere decir que los coeficientes de seguridad al vuelco son mayores que los valores estrictos exigidos para todas


36

las combinaciones de equilibrio.

- En dirección X:

Reserva seguridad: 43.6 %


Reserva seguridad: 35.9 %

Cumple Compresión oblicua en la zapata:


Máximo: 509.69 Tn/m² Calculado: 0.9 Tn/m²

Cumple Cortante en la zapata:

- En dirección X:

Cortante: 2.01 Tn


Cortante: 1.03 Tn

Cumple Canto mínimo:

Artículo 59.8.1 (norma EHE-98)


Cumple Espacio para anclar arranques en cimentación:

- N14:


Cumple Cuantía geométrica mínima:


Mínimo: 0.002

- En dirección X:

Calculado: 0.0021


Calculado: 0.0021

Cumple Cuantía mínima necesaria por flexión:


Calculado: 0.0011

- Armado inferior dirección X:

Mínimo: 0.0003

Cumple - Armado inferior dirección Y:

Mínimo: 0.0002

Cumple - Armado superior dirección X:

Mínimo: 0.0002

Cumple - Armado superior dirección Y:

Mínimo: 0.0001

Cumple Diámetro mínimo de las barras:

Recomendación del Artículo 59.8.2 (norma EHE-98)

Mínimo: 12 mm

- Parrilla inferior:

Calculado: 12 mm

Cumple - Parrilla superior:

Calculado: 12 mm

Cumple Separación máxima entre barras:


Máximo: 30 cm


Calculado: 25 cm


Calculado: 25 cm


Calculado: 25 cm


Calculado: 25 cm

Cumple Separación mínima entre barras:

Recomendación del libro "Cálculo de estructuras de cimentación", J. Calavera. ed. INTEMAC, 1991

Mínimo: 10 cm


Calculado: 25 cm


Calculado: 25 cm


Calculado: 25 cm


Calculado: 25 cm

Cumple Longitud de anclaje:

Criterio del libro "Cálculo de estructuras de cimentación", J. Calavera. ed. INTEMAC, 1991

- Armado inf. dirección X hacia der:


Cumple - Armado inf. dirección X hacia izq:


Cumple - Armado inf. dirección Y hacia arriba:


Cumple - Armado inf. dirección Y hacia abajo:


Cumple - Armado sup. dirección X hacia der:


Cumple - Armado sup. dirección X hacia izq:

Mínimo: 15 cm Cumple


37

Calculado: 37 cm

- Armado sup. dirección Y hacia arriba:


Cumple - Armado sup. dirección Y hacia abajo:


Cumple Longitud mínima de las patillas:

Mínimo: 12 cm

- Armado inf. dirección Y hacia arriba:

Calculado: 12 cm

Cumple - Armado inf. dirección Y hacia abajo:

Calculado: 12 cm

Cumple - Armado sup. dirección Y hacia arriba:

Calculado: 12 cm

Cumple - Armado sup. dirección Y hacia abajo:

Calculado: 12 cm

Cumple Se cumplen todas las comprobaciones

6.7 Soportes

Uno de los elementos más importantes en una instalación fotovoltaica, para asegurar un óptimo aprovechamiento de la radiación solar es la estructura soporte, encargada de sustentar los módulos solares, proporcionándole la inclinación más adecuada para que los módulos reciban la mayor cantidad de radiación a lo largo del año.

En nuestra instalación, se ha instalado un soporte de fabricación propia, de acuerdo a las medidas de los paneles instalados y la inclinación calculada para la instalación.

Figura 25. Soporte para el módulo fotovoltaico.

7 RECUBRIMIENTO

38

El soporte está fabricado en perfil L 60x6, según planos de fabricación facilitados a la empresa. Una vez fabricado, está sometido a proceso de galvanizado.

Los recubrimientos galvanizados cuentan con la característica casi única de estar unidos metalúrgicamente al acero base, por lo que poseen una excelente adherencia. Por otra parte, al estar constituidos por varias capas de aleaciones zinc-hierro, más duras incluso que el acero, y por una capa externa de zinc más blanda, forman un sistema muy resistente a los golpes y a la abrasión.

Va atornillado al poste mediante 8 tornillos.

6.8 Accesorios

Para la sujeción de la luminaria se va a utilizar un soporte tubular unido al poste de la luminaria mediante tornillos.

Figura 26. Soporte tubular para luminaria

7 RECUBRIMIENTO

Como parte del diseño de la luminaria se ha optado por recubrirla de material usado en arquitectura para fachadas ventiladas. Dicho diseño se completó con la elección del color acorde con la carpintería metálica de la Escuela de Ingenierías Industriales.

El material presenta numerosas ventajas para trabajar en intemperie, teniendo además protección antigrafiti.

Según los diferentes presupuestos y calidades se optó por el sistema FORMICA COMPACT EXTERIOR es un sistema que consta de:

7 RECUBRIMIENTO

39

• Paneles laminados compactos (HPL) FORMICA COMPACT EXTERIOR como revestimiento.

• Cámara de aire ventilada en la que se coloca habitualmente un aislamiento térmico no suministrado por FORMICA, S.A.

• Subestructura de aluminio para la fijación mecánica vista de los paneles mediante remaches (subestructura secundaria).

• Subestructura de aluminio para la transmisión de cargas de la subestructura secundaria al muro soporte (subestructura primaria).

• Diversos accesorios para el tratamiento de los puntos singulares.

Los paneles se fijan mediante remaches de aluminio lacado a una subestructura formada por perfiles de aluminio verticales en L y en T que va fijada, mediante tornillos de acero inoxidable, a una subestructura primaria de grapas de aluminio.

Las variaciones dimensionales que pueden sufrir los paneles y el soporte deben ser previstas en el cálculo del sistema de fijación (diámetro de las perforaciones y tratamiento de juntas).

Los paneles FORMICA COMPACT EXTERIOR son paneles laminados decorativos de alta precisión (HPL) compactados para exteriores, según define la norma UNE-EN 438-6:2005 en la que este producto está clasificado como EDF, y disponen de marcado CE conforme el Anexo ZA de la norma UNE-EN 438-7:2005 con Certificado de Conformidad 0402-CPD-413505:

• E: Laminado para exteriores

• D: Aplicación severa (uso en condiciones externas severas que , por ejemplo, impliquen exposición a largo plazo de niveles intensos de luz solar e intemperie)

• F: Ignífugo.

En nuestro caso se ha utilizado dos colores para el recubrimiento de la farola.

7 RECUBRIMIENTO

40

Figura 27. Piezas a recubrir

Figura 28: Fase de la instalación de la luminaria

8 LUMINARIA

41

Figura 29: Resultado final.

8 LUMINARIA

Para la luminaria se ha optado por una luminaria con tecnología LED. Un diodo LED, acrónimo inglés de Light Emitting Diode (diodo emisor de luz), es un dispositivo semiconductor que emite luz monocromática cuando se polariza en directa y es atravesado por la corriente eléctrica. El color depende del material semiconductor empleado en la construcción.

Figura 30. Representación simbólica

Al contrario que las lámparas incandescentes que pueden alimentarse con corriente alterna o continua, el diodo LED funciona de forma continua sólo con ésta última ya que únicamente conduce la electricidad cuando se polariza en directa al igual que los diodos pn convencionales, de modo que si se alimenta con corriente alterna el diodo parpadeará al iluminarse tan sólo la mitad del ciclo. Debe escogerse bien la corriente que atraviesa el LED para obtener una buena intensidad luminosa.

En la instalación se ha utilizado una luminaria de la marca Indal, concretamente el modelo Stela WIDE disponible en 36 y 52 Leds.

8 LUMINARIA

42

Figura 31.vista inferior Figura 32. vista lateral Figura 33.vista superior

Esta luminaria produce un ahorro energético de un 40 % en comparación con las soluciones tradicionales, mediante el sistema REVOLED de Indal que consiste en una utilización eficiente de la tecnología de lentes directas junto con el principio de enfriamiento muy eficaz, COO-LED, que además asegura una larga vida de los leds.

Tabla 10. Consumo energético de Luminaria

El método COO-LED permiten que los LEDs produzcan la máxima cantidad de luz. No obstante se requiere un elemento óptico para dirigirla. Las fuentes de luz existentes utilizan reflectores o sistemas ópticos indirectos para conseguir este propósito. Los LEDs son fuentes de luz muy pequeñas que permiten que la luz sea dirigida con mucha precisión por medio de lentes. La lente directa está desarrollada para su utilización en áreas con anchuras de 1- 1,5 veces la altura de montaje. Además las lentes directas aseguran la impermeabilidad y protección contra el polvo de los LEDS.

9 CUADRO ELÉCTRICO

43

Pérdidas en las luminarias.

Figura 34. Comparación de pérdidas en luminarias

9 CUADRO ELÉCTRICO

En el siguiente punto se desarrolla el diseño del cuadro eléctrico siguiendo una estructura de proyecto particular.

9.1 Alcance

El proyecto ha concluido con éxito en la instalación del cuadro eléctrico en las luminarias existentes.

Tabla 11 Coordenadas de situación de la instalación objeto del proyecto.

COORDENADAS

Latitud 38º 53' 2´58" N Longitud 7º 0' 11´77 W Huso UTM 29 Coordenada X 673189´80 m Coordenada Y 4305804 m

9 CUADRO ELÉCTRICO

44

9.2 Normas y referencia

A continuación se realiza un listado de las normativas y documentos legales que rigen tanto la fabricación de luminarias como el diseño, elaboración y protección de las instalaciones eléctricas. Los cuales han sido consultados para la realización de la entidad del proyecto. Tanto por su obligado cumplimiento, como por su carácter orientativo y de asesoramiento.

Además se han referenciado todos los lugares de consulta, tanto bibliografía como páginas web, de los cuales se ha obtenido información para la mejor compresión y realización de los trabajos expuestos.

9.3 Disposiciones legales

Código Técnico de la Edificación, Sección HE3 Eficiencia energética de las instalaciones de iluminación. Texto modificado por RD 1371/2007, de 19 de octubre (BOE 23/10/2007) y corrección de errores (BOE 25/01/2008).

Directiva 2006/95/CE, de 12 de diciembre, relativa a la aproximación de las legislaciones de los Estados miembros sobre el material eléctrico destinado a utilizarse con determinados límites de tensión.

Real Decreto 1890/2008, de 14 de noviembre, por el que se aprueba el Reglamento de eficiencia energética en instalaciones de alumbrado exterior y sus Instrucciones técnicas complementarias EA-01 a EA-07.

Real Decreto 1369/2007, de 19 de octubre, relativo al establecimiento de requisitos de diseño ecológico aplicables a los productos que utilizan energía.

Reglamento (CE) 245/2009, de 18 de marzo, por el que se aplica la Directiva 2005/32/CE del Parlamento Europeo y del Consejo en lo relativo a los requisitos de diseño ecológico para lámparas fluorescentes sin balastos integrados, para lámparas de descarga de alta intensidad y para balastos y luminarias que puedan funcionar con dichas lámparas, y se deroga la Directiva 2000/55/CE del Parlamento Europeo y del Consejo.

Real Decreto 1580/2006, de 22 de diciembre, por el que se regula la compatibilidad electromagnética de los equipos eléctricos y electrónicos.

Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento electrotécnico para baja tensión.

Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, Real Decreto 842/2002 de 2 de agosto, B.O.E. Nº 224 publicado el 18/9/2002.

9 CUADRO ELÉCTRICO

45

9.4 Normas aplicadas

UNE-157001. 2002: Criterios generales para la elaboración de proyectos, AENOR.

UNE-157701. 2006: Criterios generales para la elaboración de proyectos de instalaciones eléctricas de baja tensión, AENOR.

UNE-20460-5-52. 1999: Instalaciones eléctricas en edificios. Elección e instalación de materiales eléctricos. Canalizaciones, AENOR.

UNE-20460-5-523. 2004: Instalaciones eléctricas en edificios. Selección e instalación de los materiales eléctricos. Intensidades admisibles en sistemas de conducción de cables, AENOR.

UNE 20324:2004 ERRATUM: Grados de protección proporcionados por las envolventes (Código IP), AENOR.

UNE-20434. 2006: Sistema de designación de los cables, AENOR.

UNE-21123-1. 2010: Cables eléctricos de de utilización industrial de tensión asignada 0,6/1 kV. Cables con aislamiento y cubierta de policloruro de vinilo, AENOR.

UNE-21031-3; 1M. 2000; 2M. 2008: Cable aislados con policloruro de vinilo, de tensiones asignadas inferiores o iguales a 450/750 V. Cable sin cubierta para instalaciones fijas, AENOR.

UNE-EN 60898-2. 2007: Accesorios eléctricos. Interruptores automáticos para instalaciones domésticas y análogas para la protección contra sobreintensidades. Parte 2: Interruptores automáticos para operación en corriente alterna y en corriente continua, AENOR.

UNE-EN 60947-2. 2011: Aparamenta en baja tensión. Parte 2: Interruptores automáticos, AENOR.

9.5 Bibliografía consultada

D. Carmona, Manual de Instalaciones Eléctricas, Editorial @becedario, 2ª Edición, 2005.

Kreith, Principios De Transferencia De Calor, Editorial Thomson, 1ª Edición, 2001.

ÇENGEL, Trasmisión de Calor y de Masa, Editorial McGraw-Hill. México, 3ª Edición, 2007.

9 CUADRO ELÉCTRICO

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AENOR: Normas y publicaciones; http://www.aenor.es/

Aimtec: Products; http://www.aimtec.com/

Atersa: Productos; http://www.atersa.com

Cahors Española: Productos; http://www.cahors.es/

Gaestopas: Productos; http://www.gaestopas.com

Harvard, Engineering PLC: Products; http://www.harvardeng.com/

Luminova S.L.: http://www.luminova.es

Orbis, energía inteligente: Productos; http://www.orbis.es/

PCBox, expert´s center; http://www.pcbox.com

Real Academia Española; http://www.rae.es/

Schneider Electric: Productos; http://www.schneiderelectric.es/

Siemens: Productos de consumo; http://www.siemens.com

9.6 Definiciones

Sistema de temporización: conjunto de dispositivos, cableado y componentes destinados a controlar de forma automática, el apagado de una instalación de iluminación en función de un tiempo de encendido prefijado. Según CTE-HE3 (Código Técnico de la Edificación).

Reloj astronómico: dispositivo que calcula de forma automática, la hora de salida y puesta de sol en función de la posición geográfica en la que está ubicado. En su versión de interruptor astronómico, se utiliza para la gestión de energía de forma temporizada.

Switch: también denominado conmutador electrónico. Dispositivo que alterna entre dos estados en un circuito eléctrico o electrónico. Abriendo o cerrando el circuito, o creando una bifurcación en el recorrido de una corriente eléctrica.

Orto: salida o aparición del Sol o de otro astro por el horizonte.

Ocaso: puesta del Sol, o de otro astro, al transponer el horizonte.

9 CUADRO ELÉCTRICO

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Álcali: hidróxido metálico muy soluble en el agua, que se comporta como una base fuerte.

Jumper: elemento para interconectar dos terminales de manera temporal sin tener que efectuar una operación que requiera herramienta adicional. Dicha unión de terminales cierra el circuito eléctrico del que forma parte.

Relé de estado sólido: elemento que permite aislar eléctricamente un circuito de entrada o mando, de un circuito de salida.

Lijadora excéntrica o roto-orbital: La lijadora excéntrica o roto-orbital dispone de un disco de lijado que gira excéntricamente. Esta excentricidad en la rotación es la que permite un lijado sin dejar estrías ni arañazos. Se utiliza para lijado de todo tipo y acabados finos. Debido a la flexibilidad de su plato de goma se pueden lijar superficies cóncavas y convexas.

9.7 Abreviaturas

1. LED (Diode Emitting Light)

2. UEx (Universidad de Extremadura)

3. UTM (Universal Transversal Mercator)

4. CTE (Código Técnico de la Edificación)

5. UV (Ultra Violeta)

6. RAL (Reichsausschuß für Lieferbedingungen) Sistema de denominación de colores formado por un código asociado a una familia o gama.

7. PCB (Printed Circuit Board) Nomenclatura anglosajona para referirse a las placas de circuito impreso utilizadas en electrónica.

8. MTBF (Mean Time Between Failures) es la media aritmética (promedio) del tiempo entre fallos de un sistema.

9. PWM (Pulse Width Modulation) Modulación por Ancho de Pulsos. Técnica en la que se modifica el ciclo de trabajo de una señal periódica (una senoidal o una cuadrada, por ejemplo), ya sea para transmitir información a través de un canal de comunicaciones o para controlar la cantidad de energía que se envía a una carga.

10. EPI (Equipo de protección Individual) cualquier elemento o dispositivo destinado a ser llevado o sujetado por el trabajador o trabajadora para que le proteja de uno o varios riesgos que puedan amenazar su seguridad o su salud en el trabajo, así como cualquier complemento o accesorio destinado a tal fin.

9 CUADRO ELÉCTRICO

48

9.8 Luminaria LED. Condiciones de alimentación.

La luminaria LED instalada es de la marca comercial Indal, concretamente el modelo Stela WIDE, en su versión constitutiva de 52 Leds.

Figura 35 De izquierda a derecha. Detalle de la vista inferior, del perfil y superior de la luminaria Stela WIDE de la casa comercial INDAL

El esquema de conexiones está organizado en 4 grupos de 13 LEDs en serie como se muestra en la figura.

Figura 36 Esquema explicativo de la configuración de la luminaria Stela WIDE de la casa comercial INDAL

La luminaria para su alimentación, incluye por defecto dos fuentes de intensidad de la marca comercial HARVARD, concretamente su modelo CL 700-240B con entrada en tensión alterna a 230V y salida en intensidad en corriente continua. Esta fuente puede regularse permutando entre la entrega de un 100% de la corriente de salida (700 mA) o un 50% (350 mA), mediante un switch de control.

9 CUADRO ELÉCTRICO

49

Se ha considerado eliminar la alimentación en AC de las luminarias ya que supondría una conversión DC-AC después del regulador mediante un inversor y una posterior rectificación AC-DC para alimentar las unidades LED de la luminaria bien por fuente de corriente o tensión. En cualquier caso, sería necesaria una doble transformación que consumiría aproximadamente 5W de forma permanente en el funcionamiento del sistema exclusivamente para la electrónica. Teniendo en cuenta que por cada W de iluminación se necesitan 4 Wp de panel y 4,5 Ah de batería, habría que aumentar 20 Wp de panel y 25 Ah de batería sólo para cubrir dicho consumo electrónico. La solución fue diseñar un convertidor DC/DC que se explica a continuación.

9.9 Alimentación mediante fuentes de tensión

Se realizó un estudio del comportamiento de una mitad de la luminaria, cuyos resultados son extrapolables al total de la misma. La misión de estas pruebas ha sido comprobar el binomio tensión de salida - nivel lumínico, que sería necesario para los requisitos energéticos que se han descrito.

Dicha experimentación ha sido llevada a cabo mediante fuentes de tensión en corriente continua variables, estableciendo el conjunto de resultados que se muestra en las siguientes tablas y gráficos.

Tabla 12 Corrientes absorbidas por la mitad de la luminaria ante una alimentación en tensión variable

Alimentación variable

U (V) I (mA) 33 3,8 35 57,1 36 126,0 37 211,0 38 327,2 39 490,0 40 665,0 41 855,0

Mediante la línea de tendencia, que se muestra a continuación, puede comprobarse que no existe una relación totalmente lineal entre tensión de alimentación e intensidad de corriente, si no que esta adopta cierto grado parabólico.

9 CUADRO ELÉCTRICO

50

Figura 37 Curva de comportamiento (tensión de alimentación – intensidad absorbida) de la luminaria

Nivel de iluminación

TENSIÓN (V)

DISTANCIA (m)

ILUMINANCIA (lux)

41 6´5 312 36 6´5 218

Tabla 13 Niveles de iluminancia para los dos estados de funcionamiento

El conversor se ha diseñado con dos modelos de convertidores DC-DC (uno de 12V y otro de 5V de salida), pertenecientes a la serie AM30K-NZ de la marca comercial AIMTEC.

Estos conversores funcionan como fuentes de alimentación en tensión, y ante las distintas combinaciones de tensiones de entradas y salidas, entregan una potencia máxima de 30 W cada uno.

Para la obtención de los valores de tensión correspondientes a cada grado de funcionamiento, se ha optado por la colocación de los modelos de la serie que ante una entrada común, mediante una conexión en la alimentación en configuración paralelo, producida esta a 12V nominales, entregan en salida unos valores de tensión de 5 y 12 V.

9 CUADRO ELÉCTRICO

51

Por tanto, y en consenso con el sistema de conmutación del interruptor con reloj astronómico, se conectará uno de los conmutadores en la entrada del conjunto de fuentes de alimentación para la conexión y desconexión del grupo, y el otro en la salida de las fuentes, conectadas en serie, para la alternancia de los estados de 36 V (obtenido mediante la adicción de las tres fuentes de 12V), y el de 41V (conformados por la suma en tensión de todas las fuentes, las tres de 12V y una de 5V).

Figura 38 Esquema explicativo del sistema de conmutado para la alimentación de la luminaria

9.10 Sistema de anclaje y ubicación del cuadro dentro de la luminaria.

Como se ha descrito en apartados anteriores, dos de las ideas principales a la hora de abordar el diseño del cuadro eléctrico, han sido el concepto de transportabilidad del mismo y la fácil incorporación en el interior del apoyo de la luminaria. Para facilitar posteriores operaciones de reparación y toma de datos.

El primero de los elementos ha sido un sistema de fijación conformado por dos piezas metálicas mecanizadas, que permiten la colocación de todo el conjunto del cuadro eléctrico en el interior del apoyo cubierto de la luminaria mediante el anclaje del mismo a la celosía que forma el apoyo, eliminando así cualquier tipo de unión mediante atornillado, remache o soldadura que complicaría la operación.

AM30K-1205S-NZ / 5V / 6A

AM30K-1212S-NZ / 12V / 2,5A

41

V -

1700 m

A

RE

GU

LA

DO

R

AM30K-1212S-NZ / 12V / 2,5A

AM30K-1212S-NZ / 12V / 2,5A

2

1

In Out

In Out

In Out

In Out

4

5

6

3

2

1

9 CUADRO ELÉCTRICO

52

Figura 39 Detalle del sistema de anclaje del cuadro eléctrico

La segunda solución ha sido la colocación de uno tomacorrientes tipo “manguera” para que, además del corte de suministro de los circuitos mediante los interruptores ya descritos, sea posible la desconexión de los mismos de forma fácil y rápida, prescindiendo de nuevo de operaciones de unión mecánica mediante tornillos o fichas de conexión.

Figura 40 Detalle de las conexiones de los circuitos del cuadro con el resto de elementos de la instalación

9 CUADRO ELÉCTRICO

53

Ambos elementos serán descritos con profundidad en el capítulo 8 “Descripción de la instalación eléctrica objeto de proyecto”.

9.11 Comportamiento de la instalación ante la temperatura

9.11.1 Factores determinantes en el comportamiento de las fuentes frente a la temperatura

Para la mayor protección y facilidad de instalación de las fuentes de tensión DC-DC, se ha optado por la colocación de las mismas en cajas de encapsulado para componentes electrónicos para instalaciones en carril DIN.

Dichas cajas de encapsulado tienen como beneficio, el aislamiento de los conversores, pero en contrapartida, conllevan una mayor dificultad a la hora de la evacuación de calor de los componentes electrónicos que encierran, haciendo que la temperatura de los mismos aumente de forma considerable, empeorando sus rendimientos y regímenes de trabajo.

Observando las especificaciones técnicas de las fuentes de la casa Aimtec elegidas, se comprueba una importante disminución del rendimiento al aumentar la temperatura de funcionamiento de las mismas por encima del umbral de los 71 ºC. Siendo esta reducción de rendimiento alarmante a partir de los 85 ºC en los se pierde un 40% de la potencia entregada, llegando a tener efectos perjudiciales sobre la fuente.

Figura 41 Relación entre los rendimientos y la temperatura, para las fuentes de la serie AM30K-NZ de la casa Aimtec

9 CUADRO ELÉCTRICO

54

Además de los aumentos de temperatura debidos al propio funcionamiento de las fuentes, la situación geográfica donde está situada la instalación (Extremadura, con temperaturas en época estival que alcanzan y superan los 40 ºC), influye y empeora estas condiciones de trabajo.

Por tanto debe evitarse y controlar un aumento considerable en la temperatura de trabajo del conjunto de fuentes de alimentación, para lo que se ha optado por las dos soluciones que se describen en el apartado siguiente.

9.11.2 Soluciones adoptadas para el control de temperatura

La resolución de la problemática con los niveles de temperatura, se ha llevado a cabo bajo dos perspectivas:

• La ayuda a la disipación de calor de las fuentes.

• La eliminación de calores residuales del interior del cuadro, producidos por los propios elementos que lo conforman.

La primera de ellas ha sido llevada mediante resistencias térmicas adheridas a los conversores con el empleo de siliconas térmicas. Además se mecanizaron orificios en los laterales de las cajas envolventes que las contienen para la fácil extracción de la energía calorífica de su interior, distribuidos como indica la figura siguiente.

15.00

15.44 15.44 15.44 15.44 15.44

6.00

16.00 16.00 16.00

15.00

17.25 17.25 17.25

16.00

Figura 42 Distribución de orificios para ventilación en el perfil de las cajas envolventes

9 CUADRO ELÉCTRICO

55

Figura 43 Detalle de los orificios mecanizados en los perfiles de las cajas envolventes

En cuanto a la segunda solución, para la extracción de calor del interior del cuadro, se ha colocado un pequeño ventilador con alimentación en corriente continua a 12 V, que se suministra de energía de los propios conversores DC-DC y que entra en funcionamiento a la par que ellos, mediante el interruptor con reloj astronómico.

Figura 44 Detalle del ventilador ubicado en el lateral del cuadro eléctrico

9 CUADRO ELÉCTRICO

56

9.12 Descripción de la instalación del cuadro eléctrico

El presente capítulo de la memoria justificativa, está destinado a la descripción desde un punto de vista general del conjunto del cuadro eléctrico, a otro particular de cada uno de los elementos que lo componen, centrándose en definición de los mismos, modos de funcionamiento o uso, y especificaciones técnicas.

Figura 45 Detalle del cuadro eléctrico con todos sus componentes instalados

9 CUADRO ELÉCTRICO

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9.13 Caja modular aislante

En el momento de la toma de decisiones a la hora de elegir la caja aislante envolvente del cuadro eléctrico, ha primado la limitación de dimensiones del mismo, ya que está quedaba determinada por las propias medidas del lugar del apoyo en el que va ubicado.

Dichas dimensiones las conforman un hueco de forma rectangular de (300 x 770) mm, realizado sobre el material, en este caso formica compact exterior, y la profundidad del mismo que es de 340 mm. El hueco irá cubierto con una pieza de las mismas dimensiones del mismo, fijada mediante tornillos de seguridad, por lo tanto la protección y cierre del cuadro será la estándar de fábrica, no requiriendo protecciones de seguridad o estancas especiales.

La envolvente seleccionada ha sido de la marca comercial CAHORS, más concretamente, la correspondiente a sus sistemas UNNINTER de la serie 33; en las que su altura y anchura son múltiplos de un módulo de 90 mm, siendo su designación basada en dos dígitos y en una letra que indican las siguientes especificaciones:

• La 1ª cifra indica la anchura del módulo.

• La 2ª cifra indica la altura del módulo.

• La letra, si la lleva es una “A”, indica si contiene una tapa alta o baja.

Por tanto para el modelo escogido, en este caso el MT 63A, tendrá el ancho correspondiente a seis módulos y el alto correspondiente a tres, además se clausurará mediante una tapa alta.

Figura 46 Dimensiones de la caja aislante envolvente MT 63A de la marca CAHORS

9 CUADRO ELÉCTRICO

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Debido a la distribución del cuadro en el interior del apoyo, este se colocará de forma vertical, invirtiéndose, a la hora de mencionarlas en el presente documento, sus dimensiones de anchura y altura, como puede comprobarse en la Figura 46.

La envolvente MT 63A, comparte las características técnicas de todas las cajas aislantes de los Sistemas UNNINTER pertenecientes a la marca CAHORS, las cuales se describen a continuación:

Tabla 14 Especificaciones técnicas de los sistemas UNNINTER de la marca CAHORS

Material constituyente Poliéster reforzado con fibra de vidrio Color Gris RAL 7035 Tapadera Policarbonato estabilizado a los rayos UV, transparente Grado de protección 1) sin junta de estanqueidad IP41 2) con junta de estanqueidad IP55 Grado de protección contra impactos IK09 para impactos de 10 J de energía Protección contra contactos Doble aislamiento Clase térmica A (según UNE 21305) Higroscopía absorción de humedad prácticamente nula Resistencia al fuego resistentes (según UNE 20672) Rigidez dieléctrica superior a 5 kV

Resistencia de aislamiento superior a 5 MΩ

Además de estos datos, la caja aislante seleccionada presenta gran resistencia a la corrosión y a los agentes externos (especialmente a los álcalis), y es fácilmente mecanizable con herramientas convencionales, para su mejor colocación o instalación de accesorios.

Para la fijación de los carriles tipo DIN donde irán anclados los dispositivos, la envolvente presenta una placa de policarbonato reforzado con fibra de vidrio, que puede atornillarse al fondo de la misma mediante uno orificios roscados, denominados por la marca comercial, insertos M6.

En cuanto a la unión de la tapa con la cuba, se hará mediante tornillos precintables de accionamiento por destornillador, según hoja de características para las cajas aislantes de CAHORS incluida en el documento “Anexos”.

9 CUADRO ELÉCTRICO

59

Figura 47 Detalle de los insertos M6

Las placas de policarbonato, se presentan de fábrica con unas medidas predeterminadas, las cuales habrá que mecanizar para las exigencias dimensionales de nuestra envolvente. Sus dimensiones serán las que se muestran a continuación.

223.00

491.00

466.00

198.00

R3.00

R14.00

245.50

Figura 48 Dimensiones de la placa de anclaje para carriles DIN

9 CUADRO ELÉCTRICO

60

Para la fijación de la placa, se utilizarán tornillos de 6 mm de diámetro con cabeza estrellada, para la sujeción de los carriles DIN a la misma, se emplearán tornillos de 4 mm de diámetro con cabeza estrellada, arandelas y tuercas.

Figura 49 Detalle de vista superior de la caja aislante ya mecanizada

Figura 50 De izquierda a derecha. Detalle de vista lateral y frontal de la caja aislante ya mecanizada

9 CUADRO ELÉCTRICO

61

9.13.1 Prensaestopas

Para una correcta comunicación entre los elementos de la caja aislante, exteriores a ella, como los tomacorrientes, y los interiores; se ha realizado un mecanizado consistente en un taladrado con broca de corona, acorde lo elementos que por ellos han de introducirse.

Una vez realizados esos taladros, se ha procedido a la colocación de varios prensaestopas, (concretamente cuatro en la parte superior, para cada uno de los circuitos que se introducen en la envolvente, y uno lateral, para una futura colocación de un circuito de toma de datos). Dichos prensaestopas tienen como misión, la protección del propio cable ante defectos del aislante, y la fijación estanca del orificio practicado.

Para dichos prensaestopas se han seleccionado los modelos de la serie PRENSAS “GADI” 363 de poliamida de la casa comercial GAESTOPAS, concretamente se han utilizado:

• Modelo M20x1,5 (para los cuatro de la parte superior)

• Modelo M25x1,5 (para el colocado en el lateral)

Dichos productos presentan, según hoja de características del fabricante, las siguientes especificaciones técnicas.

Tabla 15 Especificaciones técnicas de los prensaestopas tipo “GADI” de la casa GAESTOPAS

Material Poloamida 6, libre de halógenos Material de junta Neopreno Grado de protección IP 68, 5 bar Temperatura de trabajo de -30ºC hasta 80ºC permanentemente Temperatura máxima hasta 120ºC intermitentemente Color Gris (RAL 7035)(RAL 7001)

Dimensiones

Métrica Para cables φ (mm) Ancho de llave

(mm) Longitud de rosca (mm) M20x1.5 10 a 14 27 10 M25x1.5 13 a 18 33 10

9 CUADRO ELÉCTRICO

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Figura 51 Detalle general del prensaestopa utilizado

Además de las aplicaciones para los prensaestopas mencionadas con anterioridad, dichos elementos, proporcionan una fijación del cableado para que, ante un posible esfuerzo de tracción, este no sea soportado por los elementos de embornado, creándose un punto peligroso para la instalación, en términos térmicos o de cortocircuito.

9.13.2 Carril DIN

Para la fijación de los distintos elementos en la placa de policarbonato de la parte posterior del cuadro eléctrico, se ha optado por la colocación de perfiles de montaje, concretamente de Carriles DIN de 35 mm para montaje de equipos.

Figura 52 Detalle e carril DIN 35, con elemento (borne de conexión), anclado a él

Dichos carriles presentan un único perfil normalizado según Norma EN 50022, pero varias longitudes según las necesidades de aplicación. Por tanto deberán mecanizarse, mediante útiles de corte propios para el corte de galvanizados, para concordar con el

9 CUADRO ELÉCTRICO

63

volumen interior de la caja envolvente aislante, presentándose dichas dimensiones en las figuras siguientes.

Figura 53 Dimensiones de perfil de carril DIN 35 según Norma EN 50022

220.00

Figura 54 Dimensiones (longitud) de carril DIN 35 mecanizadas

La colocación de dichos perfiles se llevará a cabo mediante un taladrado de la placa de policarbonato y la sujeción de ambas piezas por tornillos de unión, de elemento de fijación con tuerca y arandela.

Estos tornillos serán de cabeza estrellada y de 4 mm de diámetro exterior, cuya cabeza no supere los 5´5 mm correspondientes al hueco en “U” que conforma el perfil.

La distribución de dichos perfiles queda establecida en el “Anexo de Planos”, en el Plano número 3.

9 CUADRO ELÉCTRICO

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9.13.3 Elementos de anclaje

Se se han colocado dos piezas mecanizadas en la parte trasera de la caja aislante envolvente para la sujeción del conjunto del cuadro eléctrico a la estructura del apoyo.

Dichas piezas permiten la colocación del cuadro eléctrico sin ningún tipo de unión mecánica ni soldadura, ya que este quedará anclado mediante la acción de su propio peso, permitiendo de esta manera una fácil extracción de la envolvente.

Figura 55 De izquierda a derecha. Detalle de la planta y el perfil de los elementos de anclaje

La unión entre la caja envolvente y los propios elementos de anclaje, se hará, como en el caso de los perfiles de carril DIN, con la misma tornillería de cabeza estrellada de 4 mm de diámetro exterior, tuercas y arandelas.

La tornillería se aplicará en taladros practicados en las piezas, de forma alternada, para evitar esfuerzos y pares perjudiciales. Como muestra la Figura 55.

Las dimensiones de estas piezas están recogidas en el “Anexo de Planos”, en el Plano número 4.

9.13.4 Tornillería y piezas de fijación

Como se ha mencionado en los apartados anteriores de descripción de elementos de la caja aislante envolvente, las fijaciones de los mismos se han llevado a cabo mediante tornillería de unión de cabeza avellanada.

9 CUADRO ELÉCTRICO

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Los diámetros exteriores de los mismos serán:

• 6 mm, para la unión de la placa de fijación de policarbonato con el fondo de la caja envolvente aislante, los cuales irán roscados en los denominados Insertos M6, ver Figura 56.

• 4 mm, para el resto de uniones (carriles DIN, elementos de anclaje y regulador de carga) mediante el empleo de arandelas y tuercas.

Ambos sistemas de atornillado serán con cabeza estrellada para una mejor instalación y ajuste, debido al espacio limitado del que se dispone en el interior del cuadro eléctrico una vez se colocan los elementos en el mismo.

Figura 56 Detalle de la tornillería y elementos roscados empleados en el montaje

9.13.5 Sistema de desconexión eléctrica para extracción del cuadro

Para la conexión y desconexión del suministro de electricidad y la facilidad de trabajo en el mismo, se han instalado unos tomacorrientes, permitiendo la fácil extracción del cuadro eléctrico hacia el exterior del apoyo, facilitando así las labores de mantenimiento.

Cada uno de dichos tomacorrientes está conformado por una base móvil tipo TL y una clavija tipo TTL ambas bipolares.

Estos elementos estarán preparados para soportar 10/16 A; siendo la primera de las cifras, la correspondiente a corriente continua y la segunda a corriente alterna. Centrándonos en nuestro caso en los valores de corriente continua, carácter al cual pertenece nuestra instalación.

9 CUADRO ELÉCTRICO

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Figura 57 Detalle de la base móvil y la clavija que conforman los tomacorrientes de desconexión del cuadro eléctrico

9.14 Sistema de alimentación en tensión de la luminaria. Conjunto de fuentes de tensión

La alimentación de la luminaria se realizará mediante un conjunto de conversores DC-DC que funcionan como fuentes de tensión de tipo electrónico.

Dichas fuentes estarán conectadas a unas placas de circuito impreso, diseñadas para este cometido, y a su vez todo el conjunto irá encapsulado en una caja envolvente de circuitería electrónica para inserción en carril DIN.

Para cumplir con los estados de tensión necesarios para las situaciones energéticas se disponen disponer de tres fuentes de 12 V en serie para conseguir los 36 V correspondientes a la estado bajo y se añade otra de 5 V para obtener los 41 V del estado de máxima exigencia de energía.

Estos convertidores irán encapsulados en dos de las cajas descritas, incluyéndose dos de ellos por caja e interconexionándose entre los bornes de las mismas, de forma que se tengan las cuatro fuentes con una entrada de alimentación conectada en paralelo a la tensión de salida a carga del regulador.

9 CUADRO ELÉCTRICO

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AM30K-1205S-NZ / 5V / 6A

AM30K-1212S-NZ / 12V / 2,5A

41 V

- 17

00 m

A

AM30K-1212S-NZ / 12V / 2,5A

AM30K-1212S-NZ / 12V / 2,5A

2

1

In Out

In Out

In Out

In Out

12 V

nom

inal

es

Figura 58 Esquema del bloque que conforman los elementos de alimentación en tensión de la luminaria

Se conectarán los bornes de salida de las fuentes en asociación serie para conseguir la aditividad de sus tensiones de salida. Así quedará establecido el bloque representado en la figura anterior, en el que se observan dos bornes generales de alimentación (entradas) y tres de salida, correspondientes, ante una referencia común (borne negativo de salida), a los dos estados energéticos descritos.

Figura 58 Detalle de la conexión de las fuentes, soldadas en las placas PCB, a los bornes de los frontales de las cajas envolventes de electrónica para carril DIN

9 CUADRO ELÉCTRICO

68

Figura 59 Detalle de la incorporación de los convertidores DC-DC al interior de las cajas envolventes de electrónica para carril DIN

A continuación, se llevará a cabo una descripción detallada de las características técnicas de cada uno de los componentes que conforman el bloque de alimentación en tensión de la luminaria.

9.14.1 Fuentes de tensión

Como se citó a la hora de analizar la alimentación de la instalación mediante fuentes de tensión, se optó por conversores de tipo DC-DC de la marca AIMTEC, para la consecución de dicho objetivo. Concretamente se han elegido dos modelos de la serie AM30K-NZ, que entregan una potencia máxima de 30 W por cada convertidor.

La principal motivación para la elección de estos sistemas ha sido su versatilidad a la hora de mantener sus valores de tensión de salida, ante entradas (también en tensión) variables u oscilantes. También sus reducidas dimensiones (debidas a su carácter de componente electrónico para placa impresa), requisito que de forma general se le solicitaba a todos los elementos de la instalación. Dichas dimensiones son mostradas en la Figura 61.

Figura 60 De izquierda a derecha. Detalle de la vista frontal y trasera del convertidor DC-DC de la serie AM30K-NZ de AIMTEC (en este caso particular, se trata de la fuente de 12 V de salida)

9 CUADRO ELÉCTRICO

69

Dados los diferentes estados de carga de las baterías, dispondremos de distintos niveles de tensión de alimentación procedentes del regulador de carga, por tanto, los convertidores deberán absorber esas fluctuaciones para realizar una entrega de su potencia a las tensiones nominales de cada uno de los modelos seleccionados.

Además los convertidores seleccionados presentan un funcionamiento (rendimientos en torno al 90%) óptimo para la franja de temperatura entre los -40 y los 85 ºC.

Figura 61 Dimensiones del convertidor DC-DC de la serie AM30K-NZ de la marca AIMTEC

La denominación de los pines de salida de la fuente, mostrados en la figura, queda referenciada en la siguiente tabla.

Tabla 16 Nomenclatura de los pines para la el conversor DC-DC de la serie AM30K-NZ de la marca AIMTEC

PIN Denominación 1 V Entrada (-) 2 V Entrada (+) 3 On/Off Control 4 V Salida (+) 5 V Salida (-)

6 Ajuste (Trim)

A continuación se mostrarán las especificaciones técnicas más relevantes, desde el punto de vista de la aplicación para la que han sido previstos, de los conversores; en primer

9 CUADRO ELÉCTRICO

70

lugar las propias para cada uno de los dos modelos elegidos y tras esto, las características comunes a ambos.

Como se ha mencionado en apartados anteriores, la necesidad de obtención en salida de tensiones de 5 y 12 V, ha determinado que la elección de los modelos de conversores elegidos sea la siguiente; AM30K-1205S-NZ, para obtener 5 V, y AM30K-1212S-NZ, para los 12 V. Por tanto el resto de características para cada modelo es la mostrada en la Tabla 17.

Tabla 17 Características técnicas específicas de cada uno de los conversores elegidos

Modelo V Entrada (V) V Salida (V) Corriente de

Salida máx. (A) Capacidad máx. (µC) Rendimiento (%)

AM30K-1205S-NZ 9 a 18 5 6 10200 87

AM30K-1212S-NZ 9 a 18 12 2,5 3240 88

Tabla 18 Características técnicas generales de los conversores DC-DC de la serie AM30K-NZ de la marca AIMTEC

Especificaciones de entrada

Parámetro Nominal Típico Máximo Unidades

Rango de tensiones 12 9 a 18 20 VDC

Transitorio 25 ms

Duración máx. de sobretensión 100 ms

Especificaciones de salida

Parámetro Condiciones Típico Máximo Unidades Tolerancia ±1 %

Vibración y ruido 20 MHz 100 VDC p-p

Especificaciones generales

Parámetro Condiciones Típico Máximo Unidades Frecuencia de conmutación 100% Carga 300 KHz Temperatura de operación (-)40 a + 85 ºC Temperatura de almacenamiento (-)55 a +105 ºC Temperatura máxima 95 ºC Refrigeración Por convección de aire libre Humedad 95 % Material de encapsulado Cobre, Níquel plateado Peso 45 g Dimensiones (L x A x P) 50.80 x 40.60 x 10.60 mm

MTBF >1000000 horas

9 CUADRO ELÉCTRICO

71

Los valores de los parámetros mostrados, se ha extraído de datos empíricos, según fabricante, tomados en una condiciones de 25ºC y una humedad relativa menor del 75%.

Para consulta de otros datos, comprobar la hoja comercial de características técnicas adjunta en el documento “Anexos”.

9.14.2 Placa de circuito impreso, PCB

Como se ha descrito en el apartado anterior, referente a la fuente de tensión utilizada, esta presenta una configuración de componente electrónico para instalación en circuito PCB, por tanto será necesaria la definición de las características de dicho circuito. Se ha utilizado una placa de ataque químico para circuitos PCB de dimensiones comerciales, de 35 µm de espesor de cobre.

El dimensionamiento de la placa de circuito impreso, está condicionado por cinco factores, a partir de los cuales se efectuó el diseño para el posterior mecanizado de la misma. Quedando conformada la misma atendiendo a las siguientes exigencias:

• Dimensión y forma de la caja envolvente.

• Número de entradas y salidas del circuito.

• Corriente que atraviesa el circuito a diseñar, que determinará el tamaño de las pistas, la cual puede verse en los terminales de salida.

• Disposición de los pines que conforman los terminales de las fuentes.

• Herramienta con la que se va a realizar el mecanizado de la placa, ya que determinará los giros en las líneas de delimitación de las pistas.

Esta última condición hace que no se hayan especificado los radios y dimensiones de dichos giros, ya que dependen de cada máquina de elaboración del circuito PCB. Por tanto únicamente se detallarán dimensiones de la placa y longitudes de pistas.

La unión del componente electrónico al propio circuito se realizará mediante soldadura blanda, asegurándose de la limpieza de la misma y de no cortocircuitar las pistas de la placa de circuito impreso.

A continuación, se muestran algunos detalles y dimensiones básicas de la placa de circuito impreso diseñada, para más datos (como la situación del conversor en el propio circuito PCB), consultar el Plano número 6, recogido en el “Anexo de Planos”.

9 CUADRO ELÉCTRICO

72

Figura 62 De izquierda a derecha. Detalle frontal y posterior del circuito PCB con el conversor conectado

22.50 40.50 19.0013.00

R3.00

R0.75 25.85

3.74

20.6127.96 30.05

11.00

3.74

11.00

11.00

11.00

9.08

6.44

3.74

3.74

1.13 57.00

67.00

70.00

88.00

Figura 63 Dimensiones establecidas de la placa de circuito PCB

9.14.3 Caja envolvente de encapsulado de electrónica para carril DIN

Como se ha comentado en los dos subapartados anteriores, las dimensiones del circuito PCB diseñado y la distribución de los conversores DC-DC, se han pensado para su instalación dentro de una caja envolvente de electrónica que proteja el conjunto establecido en su interior y además permita la colocación de los disipadores térmicos ya mencionados.

Además dichas cajas envolventes permiten un fácil enbornado de los terminales del circuito PCB, para su posterior cableado, ya que presenta unos frontales con terminales de doble conexión. Una interior donde encajan, mediante presión, las placas PCB (previo dimensionamiento adecuado de las mismas, mediante especificaciones mostradas en la Figura 64), y otra exterior en que contiene conexiones para cableado mediante atornillaje, tal como se muestra en la Figura 65, y como puede observarse también en la Figura 59.

9 CUADRO ELÉCTRICO

73

Figura 64 De izquierda a derecha. Detalle del embornado de la vista frontal (exterior) y trasera (interior), de la cubierta delantera de la caja envolvente de electrónica para carril DIN

Además de la conexión mediante presión de las placas PCB en el frontal, las cajas seleccionadas, tienen mecanizadas unas canaladuras distribuidas en el interior de sus paredes laterales, en distintos niveles, para la incorporación del resto del circuito y la inmovilización de los mismos, impidiendo así la aparición de contactos no deseados, que pueden originar corrientes de cortocircuito.

Para cada cuadro construido, se han colocado dos cajas del tipo mencionado, las cuales albergan en su interior dos de las cuatro fuentes que conforman la totalidad del bloque de alimentación de la carga (luminaria). Por tanto será necesario la interconexión de las mismas para obtener la configuración mostrada en la Figura 8.14, dichas conexiones se muestran con detalle en el Plano número 5, contenido en el “Anexo de Planos”.

Figura 65 De izquierda a derecha. Detalle de la vista frontal y del perfil de la caja envolvente de electrónica para carril DIN

9 CUADRO ELÉCTRICO

74

Las dimensiones principales de la caja envolvente se muestran en la Figura 66. Las dimensiones y ubicación de los orificios para la ventilación natural, están recogidas en la Figura 65.

Vout+ Vout- Vin+ Vin-

Vout+Vout-Vin+Vin-

75.00

70.00

7.50

40.00

67.00

1.00

31.00

68.00 112.00

18.00

12.00

12.00

29.00

30.50

27.50 16.00

4.00

11.00

R2.39

R2.00

R1.00

10.84

29.00

29.00

Figura 66 De izquierda a derecha. Dimensiones significativas del frontal y el perfil de la caja envolvente de electrónica para carril DIN

Para contribuir al ahorro y facilidad de cableado y la mejora de ventilación, ambas cajas se colocarán estableciendo entre ellas la menor distancia posible, y siempre en el mismo nivel horizontal (es decir anclados al mismo perfil de carril DIN). Además se situarán junto al ventilador mencionado en el subapartado 7.5.2 “Soluciones adoptadas para el control de temperatura”.

Figura 67 Detalle de la ubicación del sistema de alimentación en tensión de la luminaria

9 CUADRO ELÉCTRICO

75

El proceso para la denominación de los terminales y la interconexión entre ellos, quedará establecida en el capítulo 9 “Planificación”.

9.14.4 Disipadores de calor

Como se ha mencionado en numerosas ocasiones a los largo del presente documento, y detalladamente en el subapartado 7.5.2 “Soluciones adoptadas para el control de temperatura”, el rendimiento de la instalación (y en especial de los conversores DC-DC), sufre un decrecimiento por encima de los 71ºC, llegando a ser perjudicial por encima de 85ºC, que es el límite superior del rango de temperatura de funcionamiento de los convertidores.

Por tanto como se explicó en el subapartado mencionado en el párrafo anterior, se ha procedido a un estudio del comportamiento de la temperatura alcanzada en un régimen de trabajo desfavorable (temperatura ambiente de 40ºC), para comprobar si los niveles térmicos alcanzados por los convertidores se aproximan al máximo del rango de trabajo, citado en las especificaciones técnicas del propio dispositivo en la Tabla 18.

Figura 68 Detalle de los disipadores térmicos utilizados en la instalación

Para ello ha calculado la resistencia térmica (en ºC/W), máxima que puede tener el disipador, este cálculo se ha realizado mediante el método de aditividad de resistencias térmicas, el cual se basa en la analogía entre el circuito térmico existente y la Ley de Ohm producida en un circuito eléctrico que actúa como símil. Dicha analogía queda expresada de forma explicativa en la Figura 69.

9 CUADRO ELÉCTRICO

76

Figura 69 Esquema explicativo de la analogía entre un sistema térmico y uno eléctrico, para el cálculo de un disipador de calor

En donde:

• Tj = Temperatura de la unión semiconductora [ºC]

• Ta = Temperatura del aire circundante [ºC]

• Tc = Temperatura de la cápsula del dispositivo [ºC]

• Td = Temperatura del disipador [ºC]

• Rth j-c = Resistencia térmica entre unión y cápsula [ºC/W]

• Rth c-d = Resistencia térmica entre cápsula y disipador [ºC/W]

• Rth d-amb = Resistencia térmica entre el disipador y el ambiente [ºC/W]

• P = Potencia disipada en forma de calor por el dispositivo [W]

La asociación en serie de las resistencias térmicas, al igual que las resistencias eléctricas, se realiza mediante la suma de los valores de estas, quedando así una resistencia térmica del conjunto, que se denomina Rth t y que representa la resistencia térmica del conjunto de elementos que forman la unión dispositivo-disipador. Por tanto la ley que rige el circuito de la Figura 69 queda reflejada en la ecuación (1).

9 CUADRO ELÉCTRICO

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Tj-Ta=P·!Rth j-c+Rth c-d+Rth d-amb"=P·Rth t

(1)

Por tanto la problemática se resume en obtener la resistencia límite Rth d-amb, la cual no podrá sobrepasar la característica del disipador y determinará la elección de este. El cálculo para los elementos que conciernen a este documento se realiza como se muestra a continuación (todo el proceso queda recogido en el documento “Forced Air Convection and Heat Sinking for Power Supplies”, facilitado por la web del fabricante. Todos los datos empíricos y no calculados se han tomado de la hoja de características del conversor DC-DC, ambos dentro del documento “Anexos”).

1. Determinación de la potencia de pérdidas.

Se ha calculado para la fuente de 5 V ya que tiene un peor rendimiento y por tanto unas mayores pérdidas que se traducen en disipaciones de energía en forma de calor. Para ello, sabiendo que la potencia nominal o entregada es de Pu=30 W y el rendimiento del 87%, obtendremos la potencia absorbida por el conversor.

Pa=Pu

η =30

0´87 =34´48 W

(2)

Por tanto la potencia de pérdidas será de:

PP=Pa-Pu=34´48-30=4´48 W(3)

2. Determinación del salto térmico y cálculo de Rth j-c.

Para la determinación del rango de temperatura en el que se encuentra la transferencia energética en este tramo, se han tomado, como temperatura del aire circundante o ambiente, la media más desfavorable de la zona en la que se encuentra la instalación (Badajoz), la cual se ha establecido en Ta=40 ºC, Para la temperatura de la cápsula, se ha tomado Tc=85 ºC, correspondiente al valor máximo del intervalo de funcionamiento, por tanto la resistencia térmica entre la unión (conformada por silicona térmica), y la cápsula envolvente del dispositivo es la siguiente.

Rth j-c=Tc-Ta

Pp=

85-404´48 =10´04

ºCW

(4)

9 CUADRO ELÉCTRICO

78

3. Determinación de valor de Rth c-d.

El valor de esta resistencia térmica se establece, por convenio, entre 0´5 y 1 ºC/W, para uniones hechas con siliconas térmicas, como es el caso a estudio; por tanto se ha tomado un valor intermedio de 0´8 ºC/W.

4. Determinación del valor de Rth d-amb.

Para finalizar se ha calculado el valor máximo de resistencia térmica que podía tener el disipador térmico, para ello se ha tomado como valor límite de temperatura a alcanzar, Tj=95ºC, que corresponde con la máxima que puede alcanzar el dispositivo, según las especificaciones del fabricante mostradas en la Tabla 18. Por tanto el procedimiento de cálculo, según la expresión (1) es el siguiente.

Rth d-amb=95-404´48 -(10´04+0´8)=1´44

ºCW

(5)

Una vez calculado este valor se ha procedido a la elección de los disipadores, con la limitación del valor de su resistencia térmica de disipación según el valor mostrado en la expresión (5), y según las dimensiones recogidas en la Figura 70. A la hora de escoger las dimensiones del disipador, ha primado la idea de aprovechar al máximo la mayor superficie el conversor DC-DC, para facilitar la evacuación de la energía calorífica no deseable, y la altura las propias resistencias térmicas, teniendo en cuenta la distribución simétrica de ambas fuentes, mostrada en la Figura 58.

50.80

40.60

11.501.50

Figura 70 Dimensiones significativas de los disipadores de calor para los conversores DC-DC

9 CUADRO ELÉCTRICO

79

9.15 Interruptor con reloj astronómico

Como se describió en el subapartado 7.2.4 “Solución adoptada en la gestión energética”, se ha aceptado la colocación de un interruptor con reloj astronómico para el control de los distintos estados energéticos establecidos para la luminaria.

Para la alternancia entre los 3 estados descritos, serán necesarios dos conmutadores dentro del dispositivo que conforma el interruptor, uno realizará la función de conexión y desconexión de la carga, y el otro alternará entre los dos estados energéticos descritos, como se indica en el esquema de la Figura 70.

Para la realización de las funciones descritas, se ha optado por la elección de un interruptor horario astronómico de la casa comercial ORBIS, y de forma más concreta, su modelo Astro Nova City. Dicho dispositivo presenta la posibilidad de regulación mediante programación en horarios fijos, definidos por el usuario, o en consenso con los horarios de orto y ocaso, los cuales cambian de forma diaria según una programación establecida por defecto en función de la zona geográfica en la que esté situada la instalación a controlar, ya que el propio interruptor almacena dichos horarios para 52 capitales de provincia españolas y 3 portuguesas. Por tanto a la hora de realizar este tipo de programación, se hará una medida de proximidad de la instalación a una de esas localizaciones.

Figura 71 De izquierda a derecha. Detalle frontal del interruptor horario astronómico Astro Nova City de la casa comercial ORBIS, y botonera de control

9 CUADRO ELÉCTRICO

80

Dado el carácter en corriente continua de la instalación, la alimentación del relé de conmutación ha sido facilitada por la casa comercial, a petición de los requisitos de diseño, a la tensión continua de 12 V para facilitar la alimentación del mismo mediante una fuente adicional del tipo de las descritas en el subapartado 8.2.1 “Fuentes de tensión”.

El esquema de interconexionado del interruptor, y sus dimensiones se muestran en las Figura 72 y Figura 73.

Figura 72 Esquema de interconexionado del interruptor horario astronómico Astro Nova City de la casa comercial ORBIS, con detalle de los dos circuitos de conmutación y del relé de alimentación de los mismos

Figura 73 Dimensiones del interruptor horario astronómico Astro Nova City de la casa comercial ORBIS

A la hora de llevar a cabo la instalación del dispositivo, habrá que tener en cuentas las siguientes condiciones determinadas por el fabricante:

9 CUADRO ELÉCTRICO

81

1. El aparato no debe instalarse próximo a cargas inductivas del tipo motores, transformadores, contactores, etc.

2. Conviene prever una línea separada para la alimentación, si es preciso provista de un filtro de red.

3. Las cargas inductivas tienen que estar provistas de supresores de interferencias (varistor, filtro RC).

4. Si el interruptor horario se usa en combinación con otros dispositivos en una instalación, es necesario comprobar que el conjunto así constituido no genera perturbaciones parásitas.

Los datos y características técnicas del dispositivo quedan recogidos en la Tabla 19

Tabla 19 Especificaciones técnicas del interruptor horario astronómico Astro Nova City de la casa comercial ORBIS

Características Técnicas

Alimentación C.C. 12-24-48 V

C.A. 12-24-48-125-230 V

Frecuencia nominal 50-60 Hz

Poder de ruptura 2x16 (10) A/250 V

Cargas Máximas recomendadas Lámparas incandescentes 3000 W

Fluorescentes sin compensar 1200 W Fluorescentes compensados 1200 W; 150 µF

Halógenas baja tensión 1000 VA Halógenas (230 V) 2500 W

Lámparas de bajo consumo 10x23 W

Contacto AgSnO2 conmutado

Consumo propio 6 VA (1 W aprox.)

Tensión de impulso asignada 2´5 kV

Tipo de acción Tipo 1B, 1S, 1T, 1U

Espacios de memoria 22

Tipos de maniobras On/Off astronómica

Precisión de marcha ≤ ±1s/día a 23 ºC

Precisión de maniobra 1s

Temperatura para el ensayo de la bola 100 ºC

Reserva de marcha 4 años si alimentación (Pila de Litio)

9 CUADRO ELÉCTRICO

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Temperatura de funcionamiento De -10 ºC a 45 ºC

Tipo de protección IP 20 según EN 60529

Clase de protección II según EN 60335 en montaje correcto

Clase y estructura del soporte lógico Software de clase A

Instalación Sobre perfil simétrico de 35 mm según EN 60715

El dispositivo dispone además de un display en el que se recoge información de los estados de funcionamiento de los conmutadores, así como datos sobre fechas, horarios, indicador de bloqueos, dicha pantalla será siempre consultada a la hora de maniobrar con el interruptor.

Figura 74 Esquema indicativo de la composición parametral del display del interruptor horario astronómico Astro Nova City de la casa comercial ORBIS

Para la programación específica satisfactoria para las necesidades de la instalación, consultar la subdivisión 9.3.3.2 “Programación del interruptor con reloj astronómico”. En el caso de necesitar información adicional del cómputo de funciones del interruptor horario astronómico, ver la hoja comercial de características técnicas facilitada por ORBIS, que se muestra en el documento “Anexos”.

9 CUADRO ELÉCTRICO

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A la hora de realizar conexiones y desconexiones en el suministro de la instalación, aunque el dispositivo permite el control manual, es recomendable utilizar los interruptores de corte descritos en el subapartado 7.3.3 “Conexión-desconexión de los circuitos constituyente del cuadro eléctrico”, instalados específicamente para esa función y que cercioran la eliminación de corriente en el circuito, asegurando así al instalador autorizado que opere en el cuadro.

9.16 Regulador solar de carga

El regulador elegido ha sido de la casa comercial ATERSA, en particular su modelo LEO 10 versión para 16 A, que presenta un carácter bitensional en 12 y 24 V en corriente continua.

Figura 75 Detalle del regulador solar de carga LEO 10 de la casa comercial ATERSA

El dispositivo elegido permite, a través de la lectura de los valores de corriente y tensión de los elementos principales de la instalación (paneles, baterías y carga), establecer unos regímenes de funcionamiento adecuados al nivel de carga de los acumuladores, y determinar en qué momento la instalación se encuentra en riesgo para actuar, protegiéndola ante las siguientes situaciones.

9 CUADRO ELÉCTRICO

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1. Cortocircuitos en paneles o consumo.

2. Sobretensiones en la entrada de paneles.

3. Protección frente a descargas excesivas.

4. Sobrecorrientes en paneles y consumo.

5. Desconexión de las baterías.

6. Inversiones de la polaridad.

7. Sobretemperatura.

Todas estas situaciones serán notificadas por el dispositivo mediante señales acústicas y a través de mensajes en la pantalla de la cual dispone. Está pantalla se compone de un display LCD con retroiluminación de dos líneas y dieciséis caracteres.

Figura 76 Dimensiones del regulador de carga

Las características técnicas principales, tanto en el ámbito eléctrico, como mecánico y de protección del regulador, quedan recogidas en la Tabla 20. Para la obtención de otros datos específicos, consultar la documentación adjunta (Manual de Instrucciones), en el documento “Anexos”.

9 CUADRO ELÉCTRICO

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Tabla 20 Especificaciones técnicas del regulador solar de carga LEO 10 de la casa comercial ATERSA

Características Técnicas

MODELO

Características eléctricas 16 A Tensión Nominal (V) 12/24 Bitensión Tensión máxima Trabajo (V) 40 Consumo medio regulador (mA) 10 Corriente máxima Paneles Constante (A) In 16 Corriente máxima Consumo Constante (A) In 16 Corriente máxima Paneles durante 1 min (A) 1´2xIn 20 Corriente Máxima Consumo durante 1 min (A) 1´2xIn 20 Corriente de Cortocircuito en Paneles (A) 50 Corriente de Cortocircuito en Consumo (A) 100 Tiempo de Detección de Cortocircuito <500 µs Rango de Temperatura de Funcionamiento (-20 a +40)ºC Rango de Temperatura de Almacenamiento (-20 a +75)ºC Precisión Medida de Tensión 2% FS + 2 dígitos Precisión Medida de Corriente 3% FS + 2 dígitos Resolución interna de la Tensión 0´05 V Resolución interna de la Corriente 0´05 A Teclado con 4 teclas NO Display LCD bajo consumo SI Humedad Relativa (sin condensaciones) <90% Máxima Sección admisibles en las bornas (mm²) 25

Altura máxima de trabajo 2500 m

(In = Corriente nominal a 40ºC)

Características mecánicas Envolvente Aluminio Peso 1´25 kg Dimensiones (H x W x L) 180x200x63 mm Grado de protección IP 20

9.16.1 Selección del tipo de acumulador

Dicho regulador de carga, presenta un funcionamiento óptimo tanto para acumuladores de Gel como para los de plomo ácido (tipo PbA), siendo necesario la configuración del mismo mediante el cortocircuitado de un jumper de control, (denominado “selector de configuración J7” en la hoja de características del propio regulador de carga

9 CUADRO ELÉCTRICO

86

solar, ver la Figura 77), que seleccionará el elemento de almacenamiento de los acumuladores.

Figura 77 De izquierda a derecha. Ubicación del selector J7 dentro del circuito del regulador solar de carga LEO 10 de la casa comercial ATERSA, y detalle del propio jumper de control.

La elección del régimen del acumulador utilizado se realizará antes del conexionado del regulador solar de carga (por defecto estará seleccionada la opción de acumulador de tipo PbA). Por tanto, dado que las baterías seleccionadas para la instalación son del tipo Gel, realizaremos el cambio de configuración, según se describe a continuación:

1. Desatornillar la tapa superior para poder tener acceso a los selectores J7.

2. Proceder a su configuración seleccionando entre las dos opciones posibles según Figura 78 y Figura 79.

3. Volver a colocar la tapa protectora

9 CUADRO ELÉCTRICO

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Figura 78 Representación de los estados del jumper de control de selección J7 del regulador solar de carga LEO 10 de la casa comercial ATERSA

La representación de las dos posibles configuraciones de los jumper de control, tanto el del selector J7 para el tipo de acumulador, como para el del J7 que establece el estado de las alarmas sonoras del propio aparato (las cuales serán descritas en el subapartado 8.4.2 “Sistemas de alarma”), están descritas en la Figura 79, estando referenciada esta figura a la distribución de pines de la Figura 77 (derecha).

Figura 79 Determinación funcional de los estados del jumper de control J7 del regulador solar de carga LEO 10 de la casa comercial ATERSA

9.16.2 Sistemas de alarma

Ante los posibles estados anómalos de funcionamiento del proceso, el regulador solar de carga aporta unos sistemas de alarma mediante señales acústicas repetitivas (zumbador), que actúan de forma permanente mientras dura la situación de alerta, en conjunto con una descripción de la misma en la pantalla del propio dispositivo, desconectándose de forma automática al restablecerse el funcionamiento con normalidad.

El regulador presenta además la opción de anular la señal acústica asociada a las situaciones de alarma (no las indicaciones por pantalla ni la propia situación), mediante la configuración de jumper de control J7 según lo indicado en la Figura 78.

9 CUADRO ELÉCTRICO

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Las distintas situaciones de alarma se describen, de forma simplificada, en los siguientes puntos. Para una información más detallada, consultar la documentación adjunta (Manual de Instrucciones), en el documento “Anexos”. En ellas además se hará referencia a los datos máximos que provocan las alertas en el dispositivo, representadas en la Tabla 21. Dichas situaciones son:

1. Alarma por baja tensión de la batería: dicha alarma indica una situación de poca carga de los acumuladores, la cual, si se produce de forma prolongada (10 segundos por defecto) activa la señal acústica que en el caso de permanecer, conllevaría una desconexión de la carga.

2. Alarma de desconexión de consumo por baja tensión de la batería: esta alerta va asociada a descargas excesivas de las baterías, produciéndose una desconexión de la carga con el fin de protegerla. Estará temporizada como en el caso 1º, ya que podrían darse pequeños casos de infratensión en el arranque de motores por tanto el valor del tiempo que actica la alarma será de 10 segundos por defecto.

3. Alarma por alta tensión de la batería: esta situación la provoca una elevación de la tensión del acumulador por encima de los valores máximos permitidos, debidos a una aportación de carga a la batería por medios externos a los paneles o por una mala regulación de los mismos conllevando a un mal funcionamiento del relé de carga.

4. Alarma por exceso de corriente: se considera este estado de alerta cuando se produce una sobrecorriente tanto en la entrada de paneles como en la salida a consumo durante un tiempo por defecto de 5 segundos.

5. Alarma por exceso de temperatura: se producirán sobretemperaturas cuando se superen los valore máximos de funcionamiento citados en la Tabla 8.7, la solución será una reubicación del propio dispositivo o la refrigeración del mismo por medios externos.

6. Alarma por cortocircuito: de forma similar al caso del punto cuatro, se producirá esta situación al observarse una corriente inusual de cortocircuito en la entrada de paneles (la cual según hoja de características del propio panel, recogida en el computo del proyecto al que pertenece este proyecto parcial y que puede encontrarse en el documento “Anexos”, corresponde a 8´23 A) o en la salida a consumo.

La configuración de las diferentes pantallas que se muestran para los distintos casos de alarmas, se muestran en la Figura 80. En el caso de producirse varias alarmas simultáneas, se mostrarán en orden de prioridad según la Figura 80 hasta la desaparición de todas ellas y el establecimiento de funcionamiento normal del proceso.

9 CUADRO ELÉCTRICO

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Figura 80 Detalle de las distintas pantallas de alarma del regulador solar de carga LEO 10 de la casa comercial ATERSA, y orden de prioridad de las misma

9.16.3 Conexión de los distintos circuitos controlados por el regulador solar de carga

Tras configurar los estados del controlador de tipo de acumulador y la activación-desactivación del zumbador de los sistemas de alarma, puede procederse a la integración del regulador en el circuito en el que llevará a cabo su función.

La conexión del regulador con el resto de elementos, se realizará mediante el embornado de los tres circuitos principales que componen la instalación, (paneles, acumuladores y carga), mediante atornillaje en los bornes de los que dispone el propio dispositivo. Dicho embornado se hará con arreglo a los esquemas que se muestran en la Figura 81, realizándose el mismo con los interruptores citados en el subapartado 7.3.3 “Conexión – desconexión de los circuitos constituyentes del cuadro eléctrico” cortados, para facilitar la maniobrabilidad.

Dicho interruptores no se encuentran recogidos en la hoja de características del regulador LEO 10, por tanto, se tendrá en cuenta la información allí recogida, más la proporcionada por el presente proyecto (en especial, lo referente al capítulo 9 “Planificación”), para el tratamiento y puesta en marcha del dispositivo.

Figura 81 De izquierda a derecha y de arriba abajo. Esquemas explicativos de conexión de los receptores controlados por el regulador solar de carga LEO 10 de la casa comercial ATERSA (baterías, paneles y consumo)

Las conexiones del regulador con el resto de elementos, particularizando para el caso de las dimensiones y distribución dentro del cuadro eléctrico seleccionado, se recogen en el Plano número 11 del “Anexo de Planos”.

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9.16.4 Sistemas de regulación y estados de carga

El regulador solar de carga elegido, presenta 4 fases de carga dependientes de los distintos valores de trabajo de temperatura, corriente y tensión de los acumuladores, que serán contrastados con los valores de especificaciones técnicas mostrados en la Tabla 8.7 para definir cada uno de los regímenes de carga de las baterías.

Los estados definidos para la regulación del proceso son los citados a continuación.

1. Carga Profunda: este estado se produce cuando los acumuladores se encuentran en su régimen de descarga. En dicha etapa se produce la inyección continua de carga en las baterías hasta alcanzar la tensión final de carga de las mismas (en torno 95% de su capacidad total).

Una vez alcanzado este punto se realiza una regulación de la tensión de batería, mediante una agitación del electrolito para impedir la sulfatación de las placas internas y la estratificación del propio fluido. Dicho margen de tiempo-tensión se denomina Mantenimiento de Carga Profunda (MCP).

Tras esto el regulador pasaría al estado de Flotación Alta.

2. Igualación o Ecualización: este estado sólo es aplicable en la configuración de regulador de tipo PbA, en dichos acumuladores, al tratarse de un electrolito líquido “no homogéneo” se realizará la inyección de forma continua de una corriente, durante un período de tres horas, con el fin de igualar de manera uniforme la tensión en todos los elementos y celdas de la batería. Esta fase no se realiza en los acumuladores de tipo Gel, por tanto no será aplicable a la instalación objeto del proyecto, quedando recogida únicamente con fines informativos.

3. Flotación Alta: en esta fase se procede al mantenimiento constante de la tensión de las baterías durante el último período de su carga.

La duración del estado de Flotación Alta, dependerá del historial del sistema, pudiendo varias entre cinco minutos y cuatro horas. Además, una vez alcanzada la tensión nominal de funcionamiento del acumulador se establece un margen de tensiones que se denomina Banda de Flotación Alta (BFA), en la cual, la tensión fluctúa entre el valor final de la carga y la nominal.

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4. Flotación Baja: esta fase consiste en la inyección periódica de una corriente hacía los acumuladores para impedir su efecto de autodescarga una vez alcanzado su valor de carga máxima.

5. Modo Noche: mediante la medida cada 5 minutos de la tensión de panel, el regulador establece este estado cuando dicho valor es inferior al del consumo, desconectando el relé de paneles para impedir fugas de corrientes a los mismos.

9.16.5 Protecciones del sistema

El regulador solar de carga escogido, presenta un sistema de protecciones ante distintas anomalías de proceso, tales como sobrecargas, cortocircuitos, etc. Descritas en el apartado 8.4 “Regulador solar de carga”, para evitar daños en los posibles elementos a controlar.

Todas las situaciones de alarma ante las que actuar

Dichas protecciones se enumeran y describen con detalle en los siguientes puntos:

1. Protección frente a cortocircuitos en la entrada de paneles: frente a la situación de corriente de cortocircuito en la línea de paneles, el regulador solar de carga abre un relé de estado sólido, aislando el resto del circuito de la zona de defecto. Una vez concluida la alarma, se rearmará el relé para continuar con el proceso de forma convencional.

2. Protección frente a cortocircuitos en la salida de consumo: como en el caso del punto anterior, al producirse un cortocircuito en el circuito de consumo, se aísla este tramo del resto mediante la desconexión de un relé de estado sólido. El regulador realizará un rearmado cada 10 segundos que se desactivará si el cortocircuito no ha sido eliminado.

3. Protección frente a sobretensiones en la entrada de paneles: la protección contra sobretensiones se realizará bajo los dos criterios siguientes:

• Protección ante sobretensiones en carga:

En cada reconexión del dispositivo a la batería, este realiza un reset del sistema y detecta los valores nominales del nuevo acumulador, dentro del carácter bitensional del regulador (12/24 V), y comparando estos valores con los establecidos en la Tabla 21, realiza una interrupción del proceso de carga de baterías a través de paneles.

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• Protección contra sobretensiones en ambientes tormentosos:

Ante las sobretensiones producidas por rayos caídos cerca de la instalación, el regulador solar de carga, presenta una protección mediante varistor que absorbe dichos valores excesivos de diferencia de potencial.

En cualquier caso, el dispositivo NUNCA garantiza la protección frente a sobretensiones no homologadas, creadas por rayos impactados directamente sobre la propia instalación.

4. Protección frente a descargas excesivas: el regulador establece una zona de umbral de descarga mínimo en torno al 20% de la capacidad nominal del acumulador, realizando la desconexión del consumo una vez atravesado dicho nivel de carga y prolongándose dicha desconexión, hasta superar de nuevo el límite de descarga.

5. Protección frente a sobrecorrientes: el regulador realiza una desconexión de los circuitos “panel-batería” y “batería-consumo”, en caso de producirse una sobrecarga, deteniendo de esta forma los procesos de carga y/o consumo energético.

6. Protección frente a desconexión de la batería: para evitar niveles peligrosos de tensión en el circuito de paneles ante una eliminación repentina de la línea de batería, el regulador realiza una apertura del relé de estado sólido del circuito de consumo con el fin de preservar el buen funcionamiento del mismo hasta el restablecimiento de la conexión a los acumuladores.

7. Protección frente a inversiones de polaridad: el regulador solar de carga establece las dos siguientes situaciones de inversión de polaridad:

• Inversión de polaridad en bornas de batería:

Ante esta situación, el dispositivo no realizará su fase de arranque y los relés de protección de los circuitos de paneles y consumo permanecerán abiertos.

• Inversión de polaridad en la entrada de paneles:

En caso de producirse este fallo, el regulador abre el relé de protección del circuito de paneles y coloca el regulador en modo noche, descrito en el subapartado 8.4.4 “Sistemas de regulación y estados de carga”.

Debido a que la recuperación de esta anomalía no se producirá de forma automática, el sistema permanecerá en el modo de protección hasta la corrección del fallo por parte del personal técnico competente.

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8. Protección frente a sobretemperatura: para solventar las situaciones de superación de límites de temperatura de funcionamiento, el regulador abre el relé de consumo hasta el restablecimiento de un régimen nominal.

9.16.6 Parámetros del proceso

En las tablas mostradas a continuación, se establecen los valores de tensión y tiempos tomados como márgenes para los distintos procesos y estados del regulador solar de carga. Dichos valores se encuentran asignados en la programación por defecto del dispositivo.

En primer lugar se establecen los valores límites que delimitan los intervalos de tensión que regulan cada uno de los estados de carga descrito en el subapartado 8.4.4 “Sistemas de regulación y estados de carga”. Los valores indicados a la izquierda de cada casilla, corresponden a instalaciones en régimen de tensión de 12 V, en cuanto a los de la derecha, corresponden al carácter de 24 V.

Tabla 21 Valores de tensión límite para los distintos estados de carga del regulador solar de LEO 10 de la casa comercial ATERSA

Tensiones de regulación Gel 12/24 V

Mínima (V) Máxima (V)

Carga profunda 14´1/28´2 14´4/28´8 Flotación alta 13´5/27´0 13´8/27´6 Flotación baja 13´2/26´4 13´3/26´6

En la siguiente serie de datos, se establece las tensiones que determinan los distintos estados de alarma del regulador.

Tabla 22 Valores de tensión que disparan los distintos sistemas de alarma del regulador solar de LEO 10 de la casa comercial ATERSA

Tensiones de control 12/24 V

Tensión máxima de batería 15´6/31´2 Tensión de reconexión de consumo tras tensión baja de batería 12´4/24´8

Tensión de alarma por tensión baja de batería 11´8/23´6 Tensión de desconexión de consumo por tensión baja de batería 11´6/23´2

Tensión de batería deteriorada o desconectada 9´5/19´0

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Por último lugar, la tabla mostrada a continuación, presenta la duración para los rearmes tras alarmas y tiempos de procesos.

Tabla 23 Tiempos establecidos, por defecto, para las distintas situaciones de control del regulador solar de LEO 10 de la casa comercial ATERSA

Parámetros del proceso Valor Unidad

Tiempo en estado de ecualización o igualación 180 minutos Tiempo en estado de carga profunda 120 s Tiempo en estado de flotación alta 120 minutos

Tiempo de afianzamiento de alarmas por tensión 10 s Tiempo de afianzamiento de alarmas por intensidad 5 s

Tiempo de espera tras cortocircuito 10 s Tiempo de espera tras alarmas por tensión 10 s

Tiempo de espera tras alarmas por intensidad 10 s Días entre ecualizaciones 30 días

9.17 Interruptores

Para mejorar la maniobrabilidad a la hora de realizar la conexión y desconexión de los distintos circuitos que componen la instalación objeto de este proyecto, y realizar las operaciones de reparación e instalación de forma segura, se han intercalado en cada uno de los circuitos constituyentes de la misma (paneles, baterías y consumo), interruptores que permiten la conexión y desconexión del suministro eléctrico.

Para ello se ha optado por la opción de interruptores automáticos magnetotérmicos, de los que únicamente se aprovechará su función de corte en cargas pequeñas. La función de protección ante sobreintensidades será delegada en el regulador solar de carga, por tanto los interruptores nunca serán considerados como protección de la instalación, quedando únicamente como parámetro de elección de los mismos, su intensidad nominal.

Debido a los distintos regímenes de funcionamiento de cada uno de los tres circuitos y de las distintas corrientes demandas por cada uno de ellos, se han elegido interruptores de diferentes intensidades nominales, acorde a las exigencias de intensidad pasante por cada cable.

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Además, motivado por el consabido problema del espacio dentro del cuadro que compone la instalación, problemática que ya ha sido mencionada en otros capítulos, y al carácter en corriente continua de la misma y por tanto ser circuitos bipolares, se han seleccionado interruptores de dos polos pero que solamente ocupan el volumen de un módulo de aparamenta para carril DIN, consiguiéndose así, un ahorro del espacio del 50%.

Los interruptores escogidos son del grupo comercial Schneider, concretamente de la serie MULTI 9, tomándose dos posibles soluciones:

• Un interruptor de intensidad nominal de 10 A, para el circuito de consumo o carga.

• Dos interruptores de intensidad nominal 20 A, para los circuitos de paneles y acumuladores.

La elección del calibre de los interruptores de paneles y baterías ha sido determinada por la corriente que inyecta cada uno de esto elementos al circuito en regímenes de funcionamiento de plena carga o próximos al máximo rendimiento.

Dichos valores de eficiencia y características, has sido tomados del proyecto principal al que corresponde este proyecto parcial. Siendo estos datos suministrados por los fabricantes de los distintos dispositivos, los cuales han sido:

1. Dos módulos fotovoltaicos de 36 células en serie del modelo A-135 P de la casa comercial ATERSA.

2. Dos acumuladores de 6 V cada uno, conectados en serie, modelo 6V60PzV300 de la casa comercial ATERSA.

Estos datos se ilustran en la Tabla 24 y en la Tabla 25 del presente documento.

Para el caso de los paneles, la situación de rendimiento cercano a la máxima eficiencia, se producirá cuando el Sol incida sobre ellos de forma más nítida y directa y la temperatura base o ambiente a la que se encuentre el panel al principio sea mayor, es decir, cuando el panel trabaje con un salto térmico mayor. En estas circunstancias, los paneles suministran al circuito una corriente de 7´58 A por cada módulo, que al estar configurados en paralelo, suponen una aportación total de unos 15 A aproximadamente.

En cuanto al circuito de acumuladores, según datos del fabricante, tienen una capacidad por 20 horas de funcionamiento de 315 Ah cada uno, que conectados en serie suministran una corriente al circuito de baterías de 15´75 A, en su régimen de plena carga.

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Tabla 24 Especificaciones técnicas del módulo de panel fotovoltaico A-135 P de la casa comercial ATERSA

Características eléctricas A-135 P

Potencia (W en prueba ± 2%) 135 W

Número de células en serie 36

Eficiencia del módulo 13´88%

Corriente Punto de Máxima Potencia (Imp) 7´58 A

Tensión Punto de Máxima Potencia (Vmp) 17´82 V

Corriente en Cortocircuito (Isc) 8´23 A

Tensión de Circuito Abierto (Voc) 22´38 V

Coeficiente de Temperatura de Isc (á) 0´08%/ºC

Coeficiente de Temperatura de Voc (â) -0´32%/ºC

Coeficiente de Temperatura de P (ã) -0´38%/ºC

Máxima Tensión del Sistema 1000 V

Características físicas

Dimensiones (axhxb) 1476x659x35

Peso (aproximado) 12´80 kg

Tabla 25 Especificaciones técnicas del acumulador 6V60PzV300 de la casa comercial ATERSA

Tipo 6V60PzV300

Voltaje 6 V

Capacidad (20h) 315 Ah

Dimensiones (mm) 381x204x350

Peso (kg) 62

Por tanto, tal y como se ha mencionado, se han sobredimensionado dichos interruptores, ya que su función únicamente será la de cortar de forma manual el suministro eléctrico y no la protección contra sobreintensidades.

Los modelos de interruptores elegidos, dentro de la serie MULTI 9 de la casa comercial Schneider, han sido de su gama de interruptores automáticos iDPN, más concretamente los C10 y C20 correspondientes a las intensidades nominales mencionadas.

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Figura 82 De izquierda a derecha. Detalle del tipo de interruptor automático magnetotérmico de la gama iDPN de la serie Multi 9 de la casa comercial Schneider.

Las dimensiones características para los interruptores de la gama elegidos, se muestran en la Figura 83.

Figura 83 De izquierda a derecha. Dimensiones principales del frontal y del perfil de los interruptores de la gama iDPN, de la serie Multi 9 de la casa comercial Schneider

A continuación se exponen las características técnicas de elección de los interruptores de la gama iDPN escogidos.

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Tabla 26 Especificaciones técnicas de los interruptores magnetotérmicos automáticos de la gama iDPN, de la serie Multi 9 de la casa comercial Schneider

Modelo iDPN

Tensión de empleo máxima (V) Ue 230 V CA

Categoría de empleo A

Tensión asignada de aislamiento (V) Ui 440

Tensión asignada impulsional (kV) Uimp 6

Número de polos 1+N

Poder de corte (kA)

CA UNE-EN 60898 Icn 230/400 V 4´5

Ics 230/400 V 4´5

CA UNE-EN 60947-2 Icu 127 V 240 V 415 V 440 V Ics 127 V (%Icu) 240 V 415 V 440 V

CC UNE-EN 60497-2 Icu 48/60 V

Constante de tiempo del circuito L/R <0,015s 125 V

250 V Ics 48/60 V (%Icu) 125 V

250 V

Curvas de disparo C B In (A) 1 Corriente asignada 2 3 6 6 10 10 16 16 20 20 25 25 32 32

40 40

Endurancia eléctrica (kCiclos cierre-apertura) 20 a 10

Temperatura de referencia (ºC) 30

Peso 115 g

Diámetro máximo de embornado 16 mm²

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En lo concerniente a la notación 1+N, se comentará que el interruptor elegido, únicamente tiene protección para la fase, quedando el neutro desprotegido. Dicha aclaración es meramente informativa, ya que la misión de protección del neutro (en este caso uno de los cables, por defecto elegiremos el negativo), la lleva a cabo el regulador solar de carga.

Figura 84 Representación esquemática de el sistema de protección de los dos cables conectados a los interruptores magnetotérmicos automáticos escogidos.

Debido al carácter en corriente continua de la instalación, en la conexión de los interruptores magnetotérmicos automáticos utilizados, se ha realizado la integración de los mismos en el cuadro eléctrico, de acuerdo a las recomendaciones establecidas para este tipo de configuraciones, según la Figura 85, en donde se ha tenido en cuenta la posición relativa de la carga con respecto al interruptor, quedando establecida la configuración de la izquierda para el caso que nos concierne.

Figura 85 Representación esquemática de la conexión de los interruptores C10 y C20 de la gama iDPN, de la serie Multi 9 de la casa comercial Schneider para unos requisitos de régimen en corriente continua

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Para cualquier otra consulta sobre características o datos técnicos del dispositivo descrito en este apartado, consultar las hojas técnicas obtenidas del catálogo de la casa comercial Schneider, adjunta en el documento “Anexos”, para obtener información sobre las conexiones específicas de montaje, así como de los procedimientos de encendido y apagado de la instalación, consultar el capítulo 9 “Planificación”.

9.18 Ventilador

Como se describió con detalle en el apartado 7.5 “Comportamiento de la instalación frente a la temperatura”, es necesaria la colocación dentro del propio conjunto del cuadro eléctrico, de un sistema de ventilación forzada que disminuya los niveles térmicos producidos por la suma de la propia acción de la instalación, y las condiciones adversas del emplazamiento en el que se encuentra colocada la luminaria.

Dicha solución deberá apoyar a la ya citada en el subapartado 8.2.4 “Disipadores de calor”.

El método de ventilación forzado adoptado, como se adelantó en el subapartado 7.5.2 “Soluciones adoptadas para el control de temperatura”, debe estar sujeto a dos premisas:

1. Debe alimentarse en régimen de corriente continua de forma análoga al resto de la instalación y así evitar cualquier tipo de conversor que supondría unas pérdidas energéticas adicionales, que difieren de la filosofía de eficiencia energética en la que se basa la concepción de este proyecto.

Además su valor asignado de tensión debe estar comprendido entre los normalizados de las fuentes de alimentación existentes en el cuadro eléctrico para poder realizar un suministro de energía al dispositivo de forma fácil y sin suponer un deterioro del mismo, mediante una conexión en paralelo a los conversores.

2. Debe estar regulado por algún sistema de control, que evalúe el momento de la conexión-desconexión del mismo, con el fin del consabido ahorro energético en caso de no ser necesaria la función del mismo.

Por tanto se ha optado por la colocación de un pequeño ventilador de alimentación en corriente continua a 12 V, que alimentándose del conjunto de convertidores DC-DC, más concretamente de uno de tensión nominal 12 V, y entrando en funcionamiento a la par que

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la carga mediante el interruptor con reloj astronómico, permita la creación de un flujo de aire evacuatorio de calor del interior del cuadro eléctrico.

Figura 86 Detalle del ventilador XIL 29 de la casa comercial Xilence Redwing

El dispositivo escogido es de la casa comercial Xilence Redwing, más concretamente su modelo XIL 29, el cual amoldándose a los requisitos mencionados en el párrafo anterior, aporta una solución silenciosa, de poco espacio y económica a la problemática térmica.

Las características técnicas del dispositivo se muestran en la Tabla 27, expuesta a continuación.

Tabla 27 Especificaciones técnicas de los interruptores magnetotérmicos automáticos de la gama iDPN, de la serie Multi 9 de la casa comercial Schneider

Detalles técnicos XIL 29 Materiales Plástico Capacidad de administración PWM Fan Dimensiones 80 mm

Conector 4PIN PWM

Gestión de energía

Requisitos de energía DC 12V

Condiciones ambientales

Nivel de ruido 26 Db

Color

Negro/Rojo

Peso y dimensiones Dimensiones (alto x ancho x profundidad) 90x90x25 mm

Peso 63 g aprox

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La incorporación del dispositivo XIL 29 al conjunto del cuadro eléctrico, se realizará mediante un mecanizado en un lateral de la propia caja envolvente, más concretamente en línea con los módulos de alimentación de la carga (tal y como se muestra en la Figura 86 y en la Figura 87), para así facilitar la evacuación de calor de los conversores DC-DC, que son los elementos de la instalación que más sufren ante un régimen de temperatura alto.

Figura 87 Detalle de la ubicación en el interior del cuadro eléctrico, del ventilador XIL 29 de la casa comercial Xilence Redwing

La descripción de la incorporación y conexión del ventilador XIL 29 al resto del conjunto del cuadro eléctrico, se realizará con más detalle en el capítulo 9 “Planificación”.

9.19 Cables

Se ha omitido el cálculo preciso de la sección de cables necesaria, ya que al utilizarse elementos de tipo comercial (paneles, acumuladores y baterías), que incorporan o mencionan su conexión mediante una sección determinada de cable, acorde a sus

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necesidades energéticas, y al no alcanzarse niveles de corriente máximas elevadas, peligrosas para dichas secciones (consultar la Tabla 12, Tabla 24 y Tabla 25, de la presente memoria), se ha optado por la seguimiento de dichas secciones en cada uno de los circuitos para el cableado interior del cuadro. Con excepción del circuito de paneles, que, al realizarse una conexión en paralelo y tener una intensidad circulante de un valor muy próximo al circuito de baterías, se considerará un comportamiento similar a este último circuito citado y habrá que aumentar su sección.

Los cables utilizados en la instalación han sido de dos tipos configurativos y de tres secciones distintas, considerándose dos zonas diferenciadas:

1. Cables multiconductores de tipo bipolar, con aislante y cubierta en Policloruro de vinilo (PVC), y tensión asignada de aislamiento de 0´6/1 kV, tal y como indica la ITC-BT-09 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, para conductores exteriores en instalaciones de alumbrado exterior.

Dichos cables serán los que vayan en la parte exterior del cuadro eléctrico y finalicen su tendido en los paneles, acumuladores y cargas. Se dispondrán en el interior del propio cuerpo del poste de apoyo de la cabeza de luminaria y quedarán fijados en los presaestopas dispuestos para ello.

2. Cables unipolares de aislamiento en PVC, con tensión 450/750V, que irán intercalándose entre los distintos elementos constituyentes del cuadro, y tendrán un montaje al aire con fijación directa en los dispositivos y fichas de embornado.

En cuanto a las secciones escogidas se han determinado los siguientes criterios:

• Para el circuito de paneles, que realiza su trazado desde los módulos hasta el cuadro con dos cables de sección 6 mm2, se ha realizado una conexión en paralelo y se ha aumentado la sección hasta 10 mm2.

• En el caso del circuito de acumuladores, se ha mantenido la sección de cable de 10mm2 en todo su recorrido.

• La sección de la línea que alimenta a la carga, ha permanecido de 4 mm2, tal y como venía establecida para el caso concreto de la luminaria LED de la casa comercial INDAL escogida.

Por tanto los cables escogidos para cada uno de los tramos mencionados, has sido los referenciados a continuación:

• Cables para línea de paneles:

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- Para la línea exterior: VV-K 0´6/1 kV 2x6 mm2

- Para la línea interior: H07V-K 2x10 mm2

• Cables para línea de acumuladores:



• Cables para la línea de carga:



El proceso de cableado y conexión de elementos mediante puentes, será descrito con mayor detalle en el capítulo 9 “Planificación”.

9.20 Bornas de conexión

Para la realización de las operaciones de cableado, tanto de conexión de dispositivos, como de derivación de circuitos en configuraciones en paralelo, según se explica en el capítulo 9 “Planificación”, se colocarán dentro del cuadro un sistema de fichas de embornado para carril DIN según distribución mostrada en el Plano número 11 del “Anexo de Planos”.

Figura 88 De izquierda a derecha. Detalle frontal y de perfil de la borna de conexión 8WA1 204 de la casa comercial SIEMENS

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Dichos elementos confieren a la instalación una solución segura ya que permiten ubicar los puntos de fijación directa mediante un apriete por atornillaje, de los cables tal y como queda expuesto en el apartado 8.7 “Cables”, además de proteger al instalador-operador mediante la presencia de una tensión de aislamiento en la conexión al estar fabricados en materiales plásticos. Se recuerda al lector del presente proyecto, que por la seguridad del procedimiento, cualquier operación modificante del cableado o conexiones dentro del cuadro, debe realizarse desconectando los interruptores de corte descritos en el apartado 8.5 “Interruptores”.

El sistema de bornas de conexión seleccionado para la instalación es de la casa comercial SIEMENS, en su gama de Bornas de tornillo 8WA1, dentro de la serie Bornas de paso, concretamente su modelo 8WA1 204. Este modelo, presenta un sistema de abroche para carril DIN y una disposición de los bornes de conexión en vertical.

Figura 89 Dimensiones laterales de la borna de conexión 8WA1 204 de la casa comercial SIEMENS

Entre las características presentadas por la borna de conexión escogida, mostradas en su hoja de especificaciones (incluida en el documento “Anexos”), cabe destacar las siguientes:

• Montaje rápido mediante abroche a perfil DIN.

• Cierre total de cada unidad, por lo que pueden colocarse tanto en posiciones internas como extremas del perfil.

• Mismo destornillador para todos los tamaños de borna.

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• Materiales empleados compatibles con el medio ambiente, ausencia de cadmio, halógeno o siliconas, propios en este tipo de elementos.

• Plástico de conformación difícilmente inflamable y autoextinguible según DIN IEC 695. (Garantizado por el fabricante).

Tabla 28 Especificaciones técnicas de las bornas de conexión 8WA1 204 de la casa comercial SIEMENS

Datos técnicos Valor Intensidad asignada ininterrumpida (A) 76 Tensión de aislamiento asignada (V) 800 Designación Borna unipolar Ejecución/Color Beige Dimensiones (mm) (10x41x38)

Referencia 8WA1 204

El número total de bornas utilizadas en cada cuadro del par construidos, ha sido de 22 elementos, distribuidos de la siguiente forma:

• 8 bornas situadas en el perfil superior, por pares, para la recepción de los 4 circuitos exteriores, (paneles, acumuladores y carga).

• 14 bornas situadas en el tercer perfil, para las derivaciones en paralelo, con objeto de tener acceso a los circuitos para la colocación futura de voltímetros y la conexión del regulador solar de carga con los elementos que controla.

Para cualquier duda, consultar de forma descriptiva el subapartado 9.3.1 “Colocación de los dispositivos dentro del cuadro”, el Plano número 11 y la Figura 90.

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Figura 90 Detalle de todos los elementos de la instalación, ubicados e interconectados

9.20.1 Conexión, programación y puesta en funcionamiento

Una vez configurado el conjunto del cuadro eléctrico, deben realizarse los tres últimos pasos para concluir la configuración del conjunto de la luminaria. Estos procedimientos serán realizados en el emplazamiento donde se ubique el apoyo

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constituyente principal de la misma, ya que desde este instante, el cuadro queda incorporado a la farola fija.

Las operaciones a seguir se describen a continuación siempre deberán realizarse mediante personal técnico competente, y asegurando la desconexión suministro de energía eléctrica mediante los tres interruptores.

9.20.1.1 Incorporación del cuadro al apoyo.

La colocación del cuadro eléctrico en el interior del apoyo de celosía que conforma el cuerpo principal de la luminaria, se hará siguiendo los procesos descritos a continuación:

1. Retirada de la tapa de formica, mediante desatornillado de los elementos de seguridad, que cubre el hueco del revestimiento donde se recepciona el cuadro.

2. Conexión de los distintos circuitos a los tomacorrientes de unión, teniendo en cuenta la polaridad de cada uno de ellos. (Por defecto se ha tomado cable marrón para polo positivo y azul para negativo).

3. Incorporación mediante anclaje, a la celosía interna del hueco de recepción.

4. Colocación de la tapa de formica y cierre mediante tornillos de seguridad.

9.20.1.2 Programación del interruptor con reloj astronómico

A continuación se describirá la base de programación del interruptor con reloj astronómico, aunque dicha operación podrá llevarse a cabo con el dispositivo sin vincular a la instalación, se ha detallado para realizar una programación conjunta de ambos cuadros.

Por defecto el interruptor posee una programación interna que establece sus parámetros con el idioma predefinido como español, con fecha y hora oficiales de España, zona provincial de A Coruña y cuatro programas establecidos, según la siguiente figura.

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Figura 91 Programación preestablecida en el interruptor con reloj astronómico ASTRO NOVA CITY de la casa comercial ORBIS

Dicha configuración volverá a aparecer cada vez que se realice un reinicio del dispositivo.

A la hora de realizar la programación deseada se seguirá toda la información recogida en la documentación adjunta (Manual de programación), dentro del documento “Anexos”. Pero siempre se seguirán las siguientes premisas:

• Los datos a modificar se identifican por su parpadeo.

• Cada pulsación de las teclas y incrementa o disminuye el dato parpadeante. Si se mantiene pulsada, la velocidad de variación pasa a ser de cinco unidades por segundo.

• Después de la confirmación del último dato mediante la tecla OK, o si no se opera ninguna tecla durante 1 minuto, el aparato vuelve al funcionamiento normal. La pantalla mostrará la hora actual, la fecha y el estado de los circuitos C1 y C2.

Teniendo en cuenta estas consideraciones, la programación a tener en cuenta será la descrita a continuación:

1. Programación del conmutador C1 para su encendido a la hora de ocurrencia del Ocaso.

2. Programación del programador C2 para su situación en la posición del borne 4.

3. Programación del conmutador C2 para retardar con respecto al Ocaso, cinco horas para el cambio a la posición de la borna 6, quedando establecido, de esta forma, el paso al estado de menor requerimiento energético.

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4. Programación del conmutador C1 para su desconexión en el momento de ocurrencia del Orto.

La determinación de los momentos de ocurrencia de Orto y Ocaso, viene establecida por la programación según zona geográfica, siendo está programación dinámica, ya que se amolda a los cambios de hora entre horario de invierno y de verano.

Una vez realizada la programación de los conmutados, será necesario realizar una sincronización de la hora de sendos interruptores con reloj astronómico, con el fin de realizarse un encendido simultáneo, en la medida de lo posible según respuesta de los circuitos, de ambas luminarias.

9.20.1.3 Conexión de encendido final de la luminaria

Hasta este punto se han llevado a cabo todas las operaciones necesarias para la total configuración de la instalación objeto de proyecto. En último lugar, será necesario la activación de los interruptores magnetotérmicos descritos en el apartado “Interruptores”.

Para ello y siguiendo con las instrucciones de activación del regulador solar de carga, será prioritario que el primer y el último circuito en conectarse sea el de baterías, el cual alimenta al propio regulador. Por tanto se realizarán siempre los siguientes pasos:

1. Conexión del interruptor central, relativo al circuito de acumuladores.

2. Conexión del circuito de paneles, estando este dispositivo ubicado a la izquierda de la instalación.

3. Activación del circuito de carga mediante rearme del interruptor de la derecha de la instalación.

A partir de este momento la regulación de las conexiones-desconexiones de la instalación, será llevada a cabo por el interruptor con reloj astronómico.

Para la desconexión de la instalación, para cualquier labor de mantenimiento y reparación, deben seguirse los tres pasos descritos en el párrafo anterior en orden inverso. Recordando el lector del presente documento, que para cualquier operación en la circuitería de la instalación, esta debe estar en estado de NO suministro eléctrico.

10 MODELOS Y DISPOSICIONES

111


Se han realizado dos diseños de luminaria:

- para una altura de instalación de 4 m con una luminaria de 21w.

- para una altura de instalación de 6 m con una luminaria de 60w.

Para cada luminaria se han realizado dos disposiciones del módulo:

- Con el módulo fotovoltaico en posición vertical: Esta disposición es utilizada cuando la radiación solar se produce perpendicularmente a la dirección de la calle en la que van instaladas las farolas.

Figura 92 Disposición vertical

Figura 93 Ejemplo calle con disposición vertical


112

- Con el módulo fotovoltaico en posición Horizontal: Esta disposición es utilizada cuando la radiación solar se produce en la dirección de la calle en la que van instaladas las farolas.

Figura 94 Disposición horizontal

Figura 95 Ejemplo calle con disposición horizontal

11 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN SOLAR

113

11 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN SOLAR

11.1 Balance energético

Figura 96 Balance energético de la instalación

Pérdidas %

Pérdida FV debido a temperatura 7.7%

Pérdida calidad de módulo 0.9%

Pérdida mismatch campo de módulo 1.2%

Pérdida óhmica del cableado 0.7%

Pérdida respecto al funcionamiento MPP 2.7%

Pérdida de energía no utilizada (batería plena) 30.6%

Balance de Energía Almacenada en la Batería 0.6%

Pérdida de eficiencia de la batería 4.6%

Corriente Gasificada (disociación del electrolito) 0.9%

Corriente de Autodescarga de la Batería 0.8%

Tabla 29. Pérdidas producidas en la instalación.

0

114

11.1.1 Producción fotovoltaica

Producción fotovoltaica diaria en Watios.

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio

Potencia(Wp) Fija Variable Fija Variable Fija Variable Fija Variable Fija Variable Fija Variable 230 740 870 770 940 1030 1420 860 1260 920 1600 900 1720 240 770 910 800 980 1080 1480 890 1340 960 1670 940 1800 250 810 950 840 1020 1120 1540 930 1390 1000 1740 980 1870 260 840 990 870 1060 1170 1600 970 1450 1040 1810 1020 1950 270 870 1030 900 1100 1220 1660 1010 1500 1080 1880 1060 2020

Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Potencia(Wp) Fija Variable Fija Variable Fija Variable Fija Variable Fija Variable Fija Variable 230 930 1730 1000 1670 980 1390 920 1160 700 830 670 780 240 970 1800 1050 1750 1030 1450 960 1210 730 870 690 810 250 1010 1880 1090 1820 1070 1510 1000 1260 770 910 720 840 260 1050 1950 1130 1890 1110 1570 1040 1310 800 950 750 870 270 1090 2020 1170 1960 1150 1630 1080 1360 830 990 780 900

Tabla 30. Producción fotovoltaica con distintas potencias de paneles.

12 ANÁLISIS DE VIAVILIDAD: ESTUDIO DE LOCALIZACIÓN DE INSTALACIONES SOLARES AISLADAS

12.1 Introducción

En el siguiente estudio es necesario para estudiar la viabilidad del producto a nivel mundial. Por sus características está orientado a zonas del planeta con suficiente radiación solar y con la característica de estar alejado de la red eléctrica. Estas condiciones lo hacen apto y apropiado para países en desarrollo.

Se realizó una base de datos en diversas zonas del planeta para conocer la orientación e inclinación de los paneles fotovoltaicos de una instalación aislada y asegurar así el suministro eléctrico en los meses más desfavorables.

Dentro de cada país se estudian varias ciudades cuando es posible intentando abarcar la superficie de dicho país.


115

Ejemplo: ciudades de Angola que hemos seleccionado son:

Luanda (noroeste)

Huila (Suroeste)

Cuando Cubango (Sureste)

Lunda Norte (Noroeste)

12.2 Herramientas de cálculo empleadas para el estudio

Este estudio de toma de datos y comprobación de la inclinación en los paneles solares ha sido posible gracias a herramientas como METEONORM, PVSYST 5.0 y PVGIS. A continuación se presentarán dichas herramientas, explicando su funcionamiento y cómo los hemos utilizado, así como los resultados obtenidos.

12.2.1 Meteonorm

METEONORM es un software que cuenta con una gran cantidad información meteorológica sobre diferentes ciudades y países de todo el mundo. Además cuenta con la opción de crear ciudades que no figuren en el programa a partir de la latitud, longitud y altura del lugar.

El programa es capaz de generar los mismos datos en diferentes tipos de archivos, que serán elegidos en función del programa de cálculo solar que se emplee. Por ejemplo si se va a usar el programa PVSYST el archivo de salida de Meteonorm será PVSYST.


116

Imagen 1. Meteonorm. Formato de archivo de salida

Para trabajar con Meteonorm se procede del siguiente modo:

1. Si la ciudad deseada está incluida en el programa, abrimos la pestaña donde pone

“lugar”. Posteriormente se elige una ciudad deseada y en la parte superior de arriba aparecerán datos que definen el lugar que queremos estudiar.

2. Si la ciudad deseada no está incluida en el programa habrá que generar una ciudad a

partir de los datos de longitud, latitud y altura (msnm, metros sobre nivel del mar) que debemos conocer previamente. En la pestaña que indica “lugar” pinchando en “lugar deseado” y posteriormente en “Introducir o editar datos”. Aparecerá una ventana en la que se deben rellenar, al menos, el nombre de la ciudad, longitud, latitud y altura. Para aceptar pulsar “OK”.


117

Imagen 2. Meteonorm. Crear nuevo lugar.

En la siguiente pestaña,“datos” , se deben escoger las opciones que mejor encajen en el proyecto. En este proyecto se ha escogido un modelo de irradiación y temperatura Standard por tratarse de una instalación de paneles solares aislados.

En la siguiente pestaña, “Formato”, hay que escoger el tipo de archivo de salida que queremos generar. En nuestro caso tenemos que pinchar en PVSyst.

Finalmente, al pulsar la pestaña de “Cálculos” se iniciará un proceso de cálculo en el que aparecen los resultados que se muestran a continuación. Para terminar, se guardan los resultados en una carpeta específica generada por el Software durante su proceso de instalación.

Ejemplo:

En Abuja, capital nigeriana, se han obtenido los siguientes resultados:


118

En la tabla anterior figuran los datos que a continuación se representan en gráficas.

La gráfica 1 representa la irradiancia media de la radiación difusa horizontal (en rosa) más la irradiancia media de la radiación global horizontal (amarilla) correspondientes a las dos primeras columnas de la tabla.

Las unidades de la radiación vienen expresadas en W/m2.


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En la gráfica 2 se expresan las temperaturas medias mensuales a lo largo del año. Esta gráfica se corresponde con los datos de la tabla 1 referentes a la temperatura.

Las unidades están expresadas en ºC.


120

En la gráfica 3 y 4 se representan los datos de radiación, en KWh/m2d, y de temperatura, en ºC. Pero a diferencia de las gráficas 1 y 2, en estas gráficas no aparecen los valores medios, lo que se aprecia en estas gráficas es una evolución de la temperatura y radiación a lo largo del mes.

Nota: para pasar de KWh/m2 a KW/m2 dividimos KWh/m2 por las horas efectivas de sol de un día.

12.2.2 PVSyst

Con el programa PVSyst se pueden calcular varios tipos de instalaciones fotovoltaicas, desde una instalación solar aislada hasta un pre-dimensionamiento en el que se tiene en cuenta la influencia de las sombras generadas en la instalación.

Para comenzar se selecciona el modo de cálculo de sistemas aislados, que aparece en la pantalla principal del programa, para después introducir los datos meteorológicos generados anteriormente con Meteonorm.

Para ello seguimos la siguiente secuencia:

Herramientas (en la pantalla principal) à Importación base clima.

En la ventana emergente se selecciona el tipo de archivo creado con Meteonorm para importarlo a PVSyst y poder realizar el estudio oportuno.


121

Imagen 3. Importación de datos

Una vez que se han importado las ciudades deseadas hay que dirigirse a la ventana inicial de PVSyst para realizar la siguiente secuencia: Diseño del Proyecto à Aislado à OK.


122

Imagen 4. Ventana principal de PVSyst

Se abrirá una ventana en la que pincharemos en el botón “PROYECTO” y luego en “Ubicación y Estación Meteorológica” que aparece en la ventana emergente. Es aquí donde debería(n) aparecer la(s) ciudad(es) que se han importado anteriormente. Aunque para escogerlas primero hay que seleccionar el país al que pertenecen.

En esa misma ventana, pinchando en “Abrir”, aparecerá una ventana en la que figuran los “Parámetros del lugar geográfico”. Es una de las ventanas que más información nos proporcionan.


123

Imagen 5. Parámetros del lugar geográfico

En esta tabla aparecen datos mensuales relacionados con:

• Irradiación Global en unidades KWh/m2 • Irradiación difusa en unidades KWh/m2 • Temperatura en unidades ºC • Velocidad del viento en m/s


124

Gracias a esta tabla, el programa ofrece la posibilidad de conocer nuestro objetivo de calcular cuál es la inclinación y orientación óptima para los meses más desfavorables, ya que con esa misma inclinación en los meses de mayor radiación va a sobrar energía.

Si por el contrario, se tratase de un huerto solar en el que se necesita maximizar la producción anual, la inclinación sería diferente, porque la forma de trabajar y las exigencias de la instalación son diferentes.

Una vez guardados los datos de la zona, hay que dirigirse a la ventana principal del diseño de una instalación aislada y pinchar en el botón de “ORIENTACIÓN”.

En la ventana que aparece hay que seleccionar la inclinación más óptima en los meses con irradiación más desfavorable. (Imagen 6). Aunque es aconsejable anotar la “Productividad de la irradiación”, para estudiar el comportamiento de la instalacion.

Imagen 6. Orientación de los paneles solares

Cabe destacar que si nos encontramos por encima del Ecuador (Hemisferio Norte) la orientación es de 0º y 180º si nos encontramos por debajo (Hemisferio Sur).


125

12.2.3 PVGIS

Para usarlo se debe teclear el siguiente sitio web:

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/pvest.php?lang=es&map=africa&app=gridconnected

Imagen 7. Pantalla PVGIS

Este es un software muy sencillo que no precisa descarga y puede llegar a calcular inclinación, orientación, irradiación, producción de energía fotovoltaica. Su funcionamiento es bastante correcto, pero tras compararlo con los resultados de PVSyst se llegó a la conclusión de que era menos exacto, ya que sólo es capaz de calcular la orientación y la inclinación para optimizar la productividad de la irradiación para huertos solares y no para


126

instalaciones solares aisladas, en la que buscamos la optimización de la instalación en los meses más desfavorables, ya que en el resto del año tendremos la producción asegurada.

Aunque los resultados de este programa lo hemos descartados (no por falsos, si no porque simplemente buscamos otra cosa), esto sería un ejemplo de lo que obtendríamos como resultado en una ciudad ejemplo. Coimbra (Portugal):


127

Tabla 2. Producción de electricidad FV (PVGIS)

Gráfica 5. Irradiación (KWh/m2) y media mensual


128

Tabla 3. Irradiación (KWh/m2)

La tabla 3 está representada gráficamente en la gráfica 5

12.3 Análisis en América del Sur

En la tabla se indican datos como país, ciudad, latitud, longitud, altura, inclinación, orientación, media mensual de radiación, media anual de radiación y el mes más desfavorable de radiación.

Los datos de esta tabla han sido calculados con el programa Meteonorm para los cálculos relacionados con la radiación, aunque posteriormente se creó una base de datos en el programa PVSyst con el que calculamos la inclinación y orientación de las placas solares.

12.3.1 Ciudades escogidas


129

Argentina: Mendoza San Salvador de Jujuy

Córdoba Neuquén Catamarca Resistencia Corrientes Buenos Aires Comorodo Rivadavia Bahía

Blanca.

Brasil: Rondonópolis Aracaju Alagoinhas Abaeteluba Cuiaba Araraquara Brasilia Boa

Vista Bage Pelotas

Sao Paolo.


130

Chile:

Arica Santiago de Chile

La Serena Talcahuano Valdivia Punta

Arenas


131

Colombia: Santa Marta

Pasto Popayán

Villavicencio

Costa Rica: San José

Cuba: La Habana Guantánamo.


132

El Salvador: San Salvador.

Bolivia: La paz.

Honduras San Pedro Sula Tegucigalpa.


133

México: Chihuahua Nogales

Acapulco México D.F.

Nicaragua: Managua.


134

Uruguay: Montevideo.

Perú: Cuzco Lima

Trujillo Chimbote Iquitos


135

Venezuela: Valencia

Caracas Maturín San Cristóbal

12.3.2 Tablas de resultados

Las columnas indican:

• Media Mensual de irradiación en KWh/m2 • Producción anual de irradiación en KWh/m2 • Ciudad • País • Latitud en grados • Longitud en grados • Altura sobre el nivel del mar en metros • Inclinación en grados. El primer ángulo refleja la inclinación que debería tener el

panel cuando estamos trabajando para optimizar la productividad de la irradiación para huertos solares. El segundo ángulo, que aparece entre paréntesis, es el que realmente nos interesa en nuestro proyecto y es el que optimiza la producción en los meses más desfavorables.

• Orientación en grados. 0º en el hemisferio Norte y 180º en el hemisferio Sur. • Mes donde la irradiación es más desfavorable KWh/m2

Si la instalación fuese un huerto solar, se muestran ordenados de mayor a menor en producción anual y su inclinación correspondientes las siguientes ciudades de América del sur.


136

PROD.

ANUAL(kWh/m2) MEDIA MENSUAL (kWh/m2)

CIUDAD PAIS LATITUD (º)

LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

2239 186 CUZCO PERU -13,54º -71,985º 3420 18º (35º) 159 JUN.

2107 175 CHIHUAHUA MÉXICO 28,67º -106,1º 1495 30º (49º) 118 DIC.

2100 174 TRUJILLO PERU -8,1º -79º 381 8º (29º) 141 JUL.

2039 169 ARICA CHILE -18,5º -70,29º 0 15º (36º) 116 JUN.

2010 175 LIMA PERU -12,1º -77,05º 0 10º (30º) 129 JUN.

2010 175 NOGALES MÉXICO 31,27º -111,05º 1440 30º (51º) 103 DIC.

1997 166 CHIMBOTE PERU -9,07º -78,570º 0 7 (28º) 117 JUL.

1996 166 RONDONOPOLIS BRASIL -16,48º -54,62º 305 20º (36º) 132 JUN.

1956 163 LA PAZ BOLIVIA -16,489º

-68,133º 3620 24º (35º) 140 JUN.

1955 162 ARACAJU BRASIL -10,9º -37,12º 0 15º (30º) 116 JUN.

1938 160 ACAPULCO MÉXICO 16,85º -99,9º 4 20º (36º) 133 ENERO

1923 160 SANTA MARTA COLOMBIA 11,3º -74,17º 0 15º (30º) 148 OCT.

1880 157 SAN SALVADOR EL SALVADOR

13,719º -89,202º 680 15º (0º) 144 SEPT.

1868 155 SAN JOSE COSTA RICA 9,93º -84,08º 1140 13º (30º) 135 NOV.

1867 155 ALAGOINHAS BRASIL -12,15º -38,35º 114 10º (30º) 112 JUN.

1855 142 CUIABA BRASIL -15,530º

-56,08º 214 16º (35º) 117 JUN.

1853 154 MENDOZA ARGENTINA -32,8º -68,87º 975 30º (52º) 93 JUN.

1853 140 ABAETELUBA BRASIL -1,75º -48,9º 15 5º (23º) 117 FEB.

1837 153 MANAGUA NICARAGUA 12,1º -86,3º 80 15º (31º) 132 NOV.


137

1802 150 VALENCIA VENEZUELA 10,23º -67,98º 685 15º (29º) 136 NOV.

1794 149 BRASILIA BRASIL -15,92º -47,67º 960 25º (35º) 140 MAR.

1755 146 SAN PEDRO SULA

HONDURAS 15,43º -88,02º 385 10º (30º) 95 DIC.

1754 145 TEGUCIGALPA HONDURAS 14,08º -87,23º 1000 15º (30º) 121 DIC.

1747 145 LA HABANA CUBA 23,13º -82,37º 0 20º (37º) 97 NOV.

1746 138 CÓRDOBA ARGENTINA -31,33º -64,17º 465 30º (45º) 73 JUN.

1736 145 IQUITOS PERU -3,85º -73,22º 91 6 (24º) 117 JUL.

1730 144 PASTO COLOMBIA 1,212º -77,28º 2540 5º (0º) 134 MAYO

1720 143 NEUQUEN ARGENTINA -38,55º -68,05º 280 30º (53º) 56 JUN.

1716 143 CATAMARCA ARGENTINA -28,47º -65,78º 564 25º (45º) 79 JUN.

1706 141 LA SERENA CHILE -29,9º -71,25º 0 25º (45º) 71 JUN.

1704 195 BUENOS AIRES ARGENTINA -34,67º -58,5º 0 30º (50º) 65 JUN.

1696 141 ARARAQUARA BRASIL -21,75º -48,13º 625 28º (42º) 108 JUN.

1696 141 MÉXICO D.F. MÉXICO 19,43º -99,14º 2240 20º (35º) 118 DIC.

1693 128 BOA VISTA BRASIL 2,85º -60,72º 152 10º (0º) 122 JUN.

1667 139 GUANTANAMO CUBA 20,15º -75,23º 41 20º (35º) 111 ENERO

1652 137 POPAYAN COLOMBIA 2,45º -76,61º 1740 10º (22º) 118 FEB.

1633 136 RESISTENCIA ARGENTINA -27,47º -59º 61 25º (45º) 78 JUN.

1633 136 CORRIENTES ARGENTINA -27,5º -58,8º 61 25º (45º) 77 JUN.

1621 135 CARACAS VENEZUELA 10,54º -66,93º 1051 10º (30º) 119 DIC.

1604 134 S. SALVADOR DE JUJUY

ARGENTINA -24,18º -65,3º 1280 20º (40º) 89 JUN.


138

1596 133 BAGE BRASIL -31,37º -54,1º 183 25º (47º) 64 JUN.

1579 131 MATURIN VENEZUELA 9,75º -63,17º 80 15º (28º) 118 DIC.

1569 130 SAN CRISTOBAL

VENEZUELA 7,77º -72,25º 914 5º (23º) 116 NOV.

1552 129 BAHIA BLANCA ARGENTINA -38,75º -62,25º 15 33º (55º) 55 JUL.

1534 127 TALCAHUANO CHILE -36,67º -73,12º 0 27º (48º) 44 JUN.

1533 128 MONTEVIDEO URUGUAY -34,87º -56,17º 30 30º (50º) 59 JUN.

1500 125 PELOTAS BRASIL -31,75º -52,33º 0 27º (48º) 63 JUN.

1479 123 COMODORO RIVADAVIA


1443 120 SAO PAOLO BRASIL -23,55º -46,63º 853 25º (40º) 89 JUN.

1411 117 VALDIVIA CHILE -39,77º -73,25º 114 27º (53º) 42 JUN.

1409 117 VILLAVICENCIO COLOMBIA 4,15º -73,63º 427 10º (22º) 107 NOV.

1394 116 SANTIAGO DE CHILE

CHILE -33,5º -70,67º 549 22º (40º) 40 JUN.

990 81 PUNTA ARENAS CHILE -53,170º

-70,93º 0 35º (62º) 12 JUN.

Tabla 4. Producción anual de mayor a menor

Si la instalación fuese aislada, se muestran ordenados de mayor a menor los datos de radiación de los meses más desfavorables de las siguientes ciudades de América del Sur.

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES MEDIA MENSUAL (kWh/m2)

PROD. ANUAL(kWh/m2)


LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

159 JUN. 186 2239 CUZCO PERU -13,54º -71,985º 3420 18º (35º)

148 OCT. 160 1923 SANTA MARTA COLOMBIA 11,3º -74,17º 0 15º (30º)

144 SEPT. 157 1880 SAN SALVADOR EL SALVADOR

13,72º -89,202º 680 15º (0º)


139

141 JUL. 174 2100 TRUJILLO PERU -8,1º -79º 381 8º (29º)

140 JUN. 163 1956 LA PAZ BOLIVIA -16,49º -68,133º 3620 24º (35º)

140 MAR. 149 1794 BRASILIA BRASIL -15,92º -47,67º 960 25º (35º)

136 NOV. 150 1802 VALENCIA VENEZUELA 10,23º -67,98º 685 15º (29º)

135 NOV. 155 1868 SAN JOSE COSTA RICA 9,93º -84,08º 1140 13º (30º)

134 MAYO 144 1730 PASTO COLOMBIA 1,212º -77,28º 2540 5º (0º)

133 ENERO 160 1938 ACAPULCO MÉXICO 16,85º -99,9º 4 20º (36º)

132 JUN. 166 1996 RONDONOPOLIS BRASIL -16,48º -54,62º 305 20º (36º)

132 NOV. 153 1837 MANAGUA NICARAGUA 12,1º -86,3º 80 15º (31º)

129 JUN. 175 2010 LIMA PERU -12,1º -77,05º 0 10º (30º)

122 JUN. 128 1693 BOA VISTA BRASIL 2,85º -60,72º 152 10º (0º)

121 DIC. 145 1754 TEGUCIGALPA HONDURAS 14,08º -87,23º 1000 15º (30º)

119 DIC. 135 1621 CARACAS VENEZUELA 10,54º -66,93º 1051 10º (30º)

118 DIC. 175 2107 CHIHUAHUA MÉXICO 28,67º -106,1º 1495 30º (49º)

118 DIC. 141 1696 MÉXICO D.F. MÉXICO 19,43º -99,14º 2240 20º (35º)

118 FEB. 137 1652 POPAYAN COLOMBIA 2,45º -76,61º 1740 10º (22º)

118 DIC. 131 1579 MATURIN VENEZUELA 9,75º -63,17º 80 15º (28º)

117 JUL. 166 1997 CHIMBOTE PERU -9,07º -78,570º 0 7 (28º)

117 FEB. 140 1853 ABAETELUBA BRASIL -1,75º -48,9º 15 5º (23º)

117 JUN. 142 1855 CUIABA BRASIL -15,53º -56,08º 214 16º (35º)

117 JUL. 145 1736 IQUITOS PERU -3,85º -73,22º 91 6 (24º)

116 JUN. 169 2039 ARICA CHILE -18,5º -70,29º 0 15º (36º)

116 JUN. 162 1955 ARACAJU BRASIL -10,9º -37,12º 0 15º (30º)

116 NOV. 130 1569 SAN CRISTOBAL VENEZUELA 7,77º -72,25º 914 5º (23º)


140

112 JUN. 155 1867 ALAGOINHAS BRASIL -12,15º -38,35º 114 10º (30º)

111 ENERO 139 1667 GUANTANAMO CUBA 20,15º -75,23º 41 20º (35º)

108 JUN. 141 1696 ARARAQUARA BRASIL -21,75º -48,13º 625 28º (42º)

107 NOV. 117 1409 VILLAVICENCIO COLOMBIA 4,15º -73,63º 427 10º (22º)

103 DIC. 175 2010 NOGALES MÉXICO 31,27º -111,05º 1440 30º (51º)

97 NOV. 145 1747 LA HABANA CUBA 23,13º -82,37º 0 20º (37º)

95 DIC. 146 1755 SAN PEDRO SULA

HONDURAS 15,43º -88,02º 385 10º (30º)

93 JUN. 154 1853 MENDOZA ARGENTINA -32,8º -68,87º 975 30º (52º)

89 JUN. 134 1604 S. SALVADOR DE JUJUY

ARGENTINA -24,18º -65,3º 1280 20º (40º)

89 JUN. 120 1443 SAO PAOLO BRASIL -23,55º -46,63º 853 25º (40º)

79 JUN. 143 1716 CATAMARCA ARGENTINA -28,47º -65,78º 564 25º (45º)

78 JUN. 136 1633 RESISTENCIA ARGENTINA -27,47º -59º 61 25º (45º)

77 JUN. 136 1633 CORRIENTES ARGENTINA -27,5º -58,8º 61 25º (45º)

73 JUN. 138 1746 CÓRDOBA ARGENTINA -31,33º -64,17º 465 30º (45º)

71 JUN. 141 1706 LA SERENA CHILE -29,9º -71,25º 0 25º (45º)

65 JUN. 195 1704 BUENOS AIRES ARGENTINA -34,67º -58,5º 0 30º (50º)

64 JUN. 133 1596 BAGE BRASIL -31,37º -54,1º 183 25º (47º)

63 JUN. 125 1500 PELOTAS BRASIL -31,75º -52,33º 0 27º (48º)

59 JUN. 128 1533 MONTEVIDEO URUGUAY -34,87º -56,17º 30 30º (50º)

56 JUN. 143 1720 NEUQUEN ARGENTINA -38,55º -68,05º 280 30º (53º)

55 JUL. 129 1552 BAHIA BLANCA ARGENTINA -38,75º -62,25º 15 33º (55º)

44 JUN. 127 1534 TALCAHUANO CHILE -36,67º -73,12º 0 27º (48º)

42 JUN. 117 1411 VALDIVIA CHILE -39,77º -73,25º 114 27º (53º)


141

40 JUN. 116 1394 SANTIAGO DE CHILE

CHILE -33,5º -70,67º 549 22º (40º)

35 JUN. 123 1479 COMODORO RIVADAVIA

ARGENTINA -45,87º -67,5º 0 35º (60º)

12 JUN. 81 990 PUNTA ARENAS CHILE -53,17º -70,93º 0 35º (62º)

Tabla 5. Mes más desfavorable ordenado de mayor a menor

A continuación se presentan las tablas ordenadas de mayor a menor producción anual de los diferentes países por separado.

PROD. ANUAL

(kWh/m2)

MEDIA MENSUAL (kWh/m2)

CIUDAD PAIS LATITUD (º) LONGITUD (º)

ALTURA (m) INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1853 154 MENDOZA ARGENTINA -32,8º -68,87º 975 30º (52º) 93 JUN.

1746 138 CÓRDOBA ARGENTINA -31,33º -64,17º 465 30º (45º) 73 JUN.

1720 143 NEUQUEN ARGENTINA -38,55º -68,05º 280 30º (53º) 56 JUN.

1716 143 CATAMARCA ARGENTINA -28,47º -65,78º 564 25º (45º) 79 JUN.

1704 195 BUENOS AIRES ARGENTINA -34,67º -58,5º 0 30º (50º) 65 JUN.

1633 136 RESISTENCIA ARGENTINA -27,47º -59º 61 25º (45º) 78 JUN.

1633 136 CORRIENTES ARGENTINA -27,5º -58,8º 61 25º (45º) 77 JUN.

1604 134 S. SALVADOR DE JUJUY


1552 129 BAHIA BLANCA ARGENTINA -38,75º -62,25º 15 33º (55º) 55 JUL.

1479 123 COMODORO RIVADAVIA


Tabla 6. Producción anual de Argentina


PROD. ANUAL

(kWh/m2)


LONGITUD (º)

ALTURA (m) INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

163 1956 LA PAZ BOLIVIA -16,489º -68,133º 3620 24º (35º) 140 JUN.


142

Tabla 7. Producción anual de Bolivia

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1996 166 RONDONOPOLIS BRASIL -16,48º -54,62º 305 20º (36º) 132 JUN.

1955 162 ARACAJU BRASIL -10,9º -37,12º 0 15º (30º) 116 JUN.

1867 155 ALAGOINHAS BRASIL -12,15º -38,35º 114 10º (30º) 112 JUN.

1855 142 CUIABA BRASIL -15,530º -56,08º 214 16º (35º) 117 JUN.

1853 140 ABAETELUBA BRASIL -1,75º -48,9º 15 5º (23º) 117 FEB.

1794 149 BRASILIA BRASIL -15,92º -47,67º 960 25º (35º) 140 MAR.

1696 141 ARARAQUARA BRASIL -21,75º -48,13º 625 28º (42º) 108 JUN.

1693 128 BOA VISTA BRASIL 2,85º -60,72º 152 10º (0º) 122 JUN.

1596 133 BAGE BRASIL -31,37º -54,1º 183 25º (47º) 64 JUN.

1500 125 PELOTAS BRASIL -31,75º -52,33º 0 27º (48º) 63 JUN.

1443 120 SAO PAOLO BRASIL -23,55º -46,63º 853 25º (40º) 89 JUN.

Tabla 8. Producción anual de Brasil

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABL

E (kWh/m2)

MES

2039 169 ARICA CHILE -18,5º -70,29º 0 15º (36º) 116 JUN.

1706 141 LA SERENA CHILE -29,9º -71,25º 0 25º (45º) 71 JUN.

1534 127 TALCAHUANO

CHILE -36,67º -73,12º 0 27º (48º) 44 JUN.

1411 117 VALDIVIA CHILE -39,77º -73,25º 114 27º (53º) 42 JUN.

1394 116 SANTIAGO DE CHILE

CHILE -33,5º -70,67º 549 22º (40º) 40 JUN.

990 81 PUNTA ARENAS

CHILE -53,170º -70,93º 0 35º (62º) 12 JUN.

Tabla 9. Producción anual de Chile


143

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1923 160 SANTA MARTA COLOMBIA 11,3º -74,17º 0 15º (30º) 148 OCT.

1730 144 PASTO COLOMBIA 1,212º -77,28º 2540 5º (0º) 134 MAYO

1652 137 POPAYAN COLOMBIA 2,45º -76,61º 1740 10º (22º) 118 FEB.

1409 117 VILLAVICENCIO COLOMBIA 4,15º -73,63º 427 10º (22º) 107 NOV.

Tabla 10. Producción anual de Colombia

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1868 155 SAN JOSE

COSTA RICA

9,93º -84,08º 1140 13º (30º) 135 NOV.

Tabla 11. Producción anual de Costa Rica

PROD. ANUAL (kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1747 145 LA HABANA CUBA 23,13º -82,37º 0 20º (37º) 97 NOV.

1667 139 GUANTANAMO CUBA 20,15º -75,23º 41 20º (35º) 111 ENERO

Tabla 12. Producción anual de Cuba




LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1755 146 SAN PEDRO SULA

HONDURAS 15,43º -88,02º 385 10º (30º) 95 DIC.

1754 145 TEGUCIGALPA HONDURAS 14,08º -87,23º 1000 15º (30º) 121 DIC.


144

Tabla 13. Producción anual de Honduras




LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

2107 175 CHIHUAHUA MÉXICO 28,67º -106,1º 1495 30º (49º) 118 DIC.

2010 175 NOGALES MÉXICO 31,27º -111,05º 1440 30º (51º) 103 DIC.

1938 160 ACAPULCO MÉXICO 16,85º -99,9º 4 20º (36º) 133 ENERO

1696 141 MÉXICO D.F. MÉXICO 19,43º -99,14º 2240 20º (35º) 118 DIC.

Tabla 14. Producción anual de México


PROD. ANUAL

(kWh/m2)


LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

153 1837 MANAGUA NICARAGUA 12,1º -86,3º 80 15º (31º) 132 NOV.

Tabla 15. Producción anual de Nicaragua

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

2239 186 CUZCO PERU -13,524º -71,985º 3420 18º (35º) 159 JUN.

2100 174 TRUJILLO PERU -8,1º -79º 381 8º (29º) 141 JUL.

2010 175 LIMA PERU -12,1º -77,05º 0 10º (30º) 129 JUN.

1997 166 CHIMBOTE PERU -9,07º -78,570º 0 7 (28º) 117 JUL.

1736 145 IQUITOS PERU -3,85º -73,22º 91 6 (24º) 117 JUL.

Tabla 16. Producción anual de Perú

MEDIA MENSUAL

PROD. ANUAL


LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

MES


145

(kWh/m2) (kWh/m2) (kWh/m2)

128 1533 MONTEVIDEO URUGUAY -34,87º -56,17º 30 30º (50º) 59 JUN.

Tabla 17. Producción anual de Uruguay




LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

2469 206 VALENCIA VENEZUELA 10,23º -67,98º 685 29º 185 DIC.

2221 185 CARACAS VENEZUELA 10,54º -66,93º 1051 28º 160 DIC.

2166 181 MATURIN VENEZUELA 9,75º -63,17º 80 28º 158 DIC.

2150 179 SAN CRISTOBAL

VENEZUELA 7,77º -72,25º 914 25º 158 DIC.

Tabla 18. Producción anual de Venezuela




LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

157 1880 SAN SALVADOR

EL SALVADOR

13,719º -89,202º 680 15º (0º) 144 SEPT

Tabla 19. Producción anual de El Salvador


146

12.3.3 Mapa de situación


147

12.3.4 Mapa de irradiación

12.3.5 Conclusión.

Se observa una clara variación entre la inclinación para una máxima productividad de irradiación (ángulo sin paréntesis) y la inclinación para instalaciones aisladas (ángulo entre paréntesis) en las que se pretende optimizar la producción en los meses del año con menor radiación.

La inclinación varía desde 0º, cerca del Ecuador, hasta 50º, en las zonas situadas a partir de los 30º norte o sur indistintamente.


148

12.4 África

Para agilizar los cálculos de África y el Mediterráneo se optó por usar el programa PVGIS. Un programa al cual se puede acceder mediante la siguiente Web.

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/pvest.php?lang=es&map=europe&app=gridconnected

Para comprobar la veracidad de dicho programa se utilizará METEONORM y PVSyst. Una vez que se hayan recopilado los datos será la hora de sacar conclusiones sobre que programa es más conveniente.

12.4.1 Ciudades escogidas

Los países y ciudades seleccionados para este continente son:

Angola: Huila Cuando Cubango Lunda

Norte Luanda.


149

Arabia Saudí: Najran Tubuk

Riyadh.

Emiratos Árabes: Abu Dhabi.

Argelia: Tamanrasset

Bechar Argel

Chad: N´Djamena


150

Mauritania: Tiris Zemmour

Inchiri Hodh Ech Chargui

Brakna.

(Las dos señales de color azul oscuro pertenecen a las ciudades del paralelo 20º N Atar y Chinguetti).

Marruecos: Bouarfa

Casablanca Agadir Tarfaya


151

Mozambique: Cabo Delgado

Xai Xai Nampula Maputo Beira

(La señal de color azul oscuro pertenecen a las ciudades del paralelo 20º S, Nova Sofala)

Nigeria: Maiduguri Ogbomosho

Abuja


152

R. D. Congo: Kamina, Isiro

Kinshasa

Sudán: Khartoum

Suakin Juba

Tanzania: Dodoma Mwanza Ruvuma


153

12.4.2 Tabla de resultados

Si la instalación fuese un huerto solar, se muestran ordenados de mayor a menor en producción anual y su inclinación correspondientes las siguientes ciudades de África.

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1987 166 NAJRAN ARABIA SAUDI

17º 29' 30'' N

44º 07' 56'' E

1580 19º 148 JUL.

1974 164 TAMANRASSET ARGELIA 23º 17' 00'' N

05º 31' 00'' E

1961 24º (1º) 152 JUN.

1947 162 KHARTOUM SUDÁN 15º 37' 59'' N

32º 31' 59'' E

381 18º (35º) 146 JUL./ AGOS.

1897 158 HUILA ANGOLA 14º 15' 00'' S

14º 50' 00'' E

1366 20º (35º) 126 MAR

1876 156 TABUK ARABIA SAUDI

28º 00' 00'' N

37º 00' 00'' E

950 27º (46º) 130 DIC.

1867 156 DODOMA TANZANIA 06º 10' 19'' S

35º 44' 29'' E

1132 8º (0º) 134 FEB.

1834 153 CUANDO CUBANGO

ANGOLA 16º 04' 59'' S

19º 30' 00'' E

1233 22º (37º) 135 JUN.

1810 151 N´DJAMENA CHAD 12º 06' 47'' N

15º 02' 57'' E

296 15º 120 AGOSTO

1809 151 MWANZA TANZANIA 02º 30' 48'' S

32º 53' 54'' E

1138 6º (0º) 133 NOV.

1798 150 SUAKIN SUDÁN 19º 06' 00'' N

37º 20' 00'' E

15 18º (35º) 118 DIC.

1788 149 MAIDUGURI NIGERIA 11º 50' 00'' N

13º 09' 00'' E

335 15º (10º) 119 AGOSTO

1768 147 TIRIS ZEMMOUR

MAURITANIA 24º 00' 00'' N

9º 00' 00'' O

236 23º (40º) 125 NOV.

1744 145 BOUARFA MARRUECOS 32º 31' 59'' N

01º 57' 00'' O

1264 31º (49) 116 DIC.

1744 114 CASABLANCA MARRUECOS 33º 31' 30'' N

07º 36' 04'' O

78 31º (47º) 144 DIC.

1713 143 AGADIR MARRUECOS 30º 24' 59'' N

09º 35' 00'' O

133 30º (46º) 124 DIC.

1697 141 INCHIRI MAURITANIA 20º 03' 59'' N

15º 03' 59'' O

100 20º (38º) 130 DIC.

1695 141 TARFAYA MARRUECOS 27º 53' 59'' N

12º 50' 59'' O

22 29º (43º) 129 DIC.


154

1695 141 ABU DHABI EMIRATOS ARABES

24º 28' 56'' N

54º 22' 11'' E

0 24º (43º) 119 DIC.

1694 141 RIYADH ARABIA SAUDI

24º 42' 41'' N

46º 43' 27'' E

628 24º (40º) 118 FEB.

1685 140 KAMINA R.D. CONGO 08º 44' 19'' S

24º 59' 26'' E

1123 17º (28º) 101 FEB.

1680 140 BECHAR ARGELIA 31º 36' 55'' N

02º 12' 56'' O

807 30º (50º) 112 DIC.

1676 140 LUNDA NORTE ANGOLA 08º 16' 59'' S

19º 36' 00'' E

1090 16º (0º) 105 FEB.

1674 139 CABO DELGADO

MOZAMBIQUE 10º 20' 29'' S

40º 10' 58'' E

56 14º (0º) 111 FEB.

1658 138 JUBA SUDÁN 04º 50' 59'' N

331º 36' 0'' E

486 8º (0º) 116 JUL.

1643 137 LUANDA ANGOLA 08º 48' 59'' S

13º 14' 00'' E

0 12º (0º) 122 OCT.

1624 135 HODH ECH CHARGUI


07º 15' 00'' O

341 17º (35º) 107 DIC.

1623 135 XAI XAI MOZAMBIQUE 24º 05' 29'' S

32º 55' 54'' E

59 27º (42º) 125 JUN.

1620 135 NAMPULA MOZAMBIQUE 15º 59' 28'' S

39º 09' 08'' E

114 18º (35º) 120 JUN.

1618 135 ARGEL ARGELIA 36º 42' 00'' N

03º 13' 00'' E

11 33º (50º) 93 DIC.

1596 133 MAPUTO MOZAMBIQUE 25º 40' 50'' S

32º 20' 07'' E

90 29º (47º) 120 JUN.

1551 129 ISIRO R.D. CONGO 02º 52' 00'' N

27º 40' 19'' E

722 5º (0º) 111 JUN.

1543 129 BEIRA MOZAMBIQUE 19º 54' 29'' S

34º 20' 54'' E

33 23º (41º) 115 JUN.

1525 127 BRAKNA MAURITANIA 17º 37' 59'' N

13º 24' 59'' O

62 16º (32º) 109 NOV.

1513 126 RUVUMA TANZANIA 10º 59' 59'' S

36º 00' 00'' E

727 14º (28º) 104 JUN.

1390 116 AGBOMOSHO NIGERIA 08º 07' 59'' N

04º 15' 00'' E

335 14º (0º) 78 JUL.

1386 116 KINSHASA R.D. CONGO 04º 19' 30'' S

15º 19' 19'' E

278 8º (0º) 104 FEB.

1330 111 ABUJA NIGERIA 09º 03' 59'' N

07º 29' 00'' E

470 14º (0º) 92 SEPT.

Tabla 20. Producción anual de mayor a menor en África


155

Si la instalación fuese aislada, se muestran ordenados de mayor a menor los datos de radiación de los meses más desfavorables de las siguientes ciudades de África.

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)


PROD. ANUAL

CIUDAD PAIS LATITUD (º) LONGITUD (º) ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

152 JUN. 164 1974 TAMANRASSET ARGELIA 23º 17' 00'' N 05º 31' 00'' E 1961 24º (1º)

148 JUL. 166 1987 NAJRAN ARABIA SAUDI

17º 29' 30'' N 44º 07' 56'' E 1580 19º

146 JUL./ AGOS.

162 1947 KHARTOUM SUDÁN 15º 37' 59'' N 32º 31' 59'' E 381 18º (35º)

144 DIC. 114 1744 CASABLANCA MARRUECOS 33º 31' 30'' N 07º 36' 04'' O 78 31º (47º)

135 JUN. 153 1834 CUANDO CUBANGO

ANGOLA 16º 04' 59'' S 19º 30' 00'' E 1233 22º (37º)

134 FEB. 156 1867 DODOMA TANZANIA 06º 10' 19'' S 35º 44' 29'' E 1132 8º (0º)

133 NOV. 151 1809 MWANZA TANZANIA 02º 30' 48'' S 32º 53' 54'' E 1138 6º (0º)

130 DIC. 156 1876 TABUK ARABIA SAUDI

28º 00' 00'' N 37º 00' 00'' E 950 27º (46º)

130 DIC. 141 1697 INCHIRI MAURITANIA 20º 03' 59'' N 15º 03' 59'' O 100 20º (38º)

129 DIC. 141 1695 TARFAYA MARRUECOS 27º 53' 59'' N 12º 50' 59'' O 22 29º (43º)

126 MAR 158 1897 HUILA ANGOLA 14º 15' 00'' S 14º 50' 00'' E 1366 20º (35º)

125 NOV. 147 1768 TIRIS ZEMMOUR

MAURITANIA 24º 00' 00'' N 9º 00' 00'' O 236 23º (40º)

125 JUN. 135 1623 XAI XAI MOZAMBIQUE 24º 05' 29'' S 32º 55' 54'' E 59 27º (42º)

124 DIC. 143 1713 AGADIR MARRUECOS 30º 24' 59'' N 09º 35' 00'' O 133 30º (46º)

122 OCT. 137 1643 LUANDA ANGOLA 08º 48' 59'' S 13º 14' 00'' E 0 12º (0º)

120 AGOSTO 151 1810 N´DJAMENA CHAD 12º 06' 47'' N 15º 02' 57'' E 296 15º

120 JUN. 135 1620 NAMPULA MOZAMBIQUE 15º 59' 28'' S 39º 09' 08'' E 114 18º (35º)

120 JUN. 133 1596 MAPUTO MOZAMBIQUE 25º 40' 50'' S 32º 20' 07'' E 90 29º (47º)


156

119 AGOSTO 149 1788 MAIDUGURI NIGERIA 11º 50' 00'' N 13º 09' 00'' E 335 15º (10º)

119 DIC. 141 1695 ABU DHABI EMIRATOS ARABES

24º 28' 56'' N 54º 22' 11'' E 0 24º (43º)

118 DIC. 150 1798 SUAKIN SUDÁN 19º 06' 00'' N 37º 20' 00'' E 15 18º (35º)

118 FEB. 141 1694 RIYADH ARABIA SAUDI

24º 42' 41'' N 46º 43' 27'' E 628 24º (40º)

116 DIC. 145 1744 BOUARFA MARRUECOS 32º 31' 59'' N 01º 57' 00'' O 1264 31º (49)

116 JUL. 138 1658 JUBA SUDÁN 04º 50' 59'' N 331º 36' 0'' E 486 8º (0º)

115 JUN. 129 1543 BEIRA MOZAMBIQUE 19º 54' 29'' S 34º 20' 54'' E 33 23º (41º)

112 DIC. 140 1680 BECHAR ARGELIA 31º 36' 55'' N 02º 12' 56'' O 807 30º (50º)

111 FEB. 139 1674 CABO DELGADO

MOZAMBIQUE 10º 20' 29'' S 40º 10' 58'' E 56 14º (0º)

111 JUN. 129 1551 ISIRO R.D. CONGO 02º 52' 00'' N 27º 40' 19'' E 722 5º (0º)

109 NOV. 127 1525 BRAKNA MAURITANIA 17º 37' 59'' N 13º 24' 59'' O 62 16º (32º)

107 DIC. 135 1624 HODH ECH CHARGUI

MAURITANIA 19º 00' 00'' N 07º 15' 00'' O 341 17º (35º)

105 FEB. 140 1676 LUNDA NORTE ANGOLA 08º 16' 59'' S 19º 36' 00'' E 1090 16º (0º)

104 JUN. 126 1513 RUVUMA TANZANIA 10º 59' 59'' S 36º 00' 00'' E 727 14º (28º)

104 FEB. 116 1386 KINSHASA R.D. CONGO 04º 19' 30'' S 15º 19' 19'' E 278 8º (0º)

101 FEB. 140 1685 KAMINA R.D. CONGO 08º 44' 19'' S 24º 59' 26'' E 1123 17º (28º)

93 DIC. 135 1618 ARGEL ARGELIA 36º 42' 00'' N 03º 13' 00'' E 11 33º (50º)

92 SEPT. 111 1330 ABUJA NIGERIA 09º 03' 59'' N 07º 29' 00'' E 470 14º (0º)

78 JUL. 116 1390 AGBOMOSHO NIGERIA 08º 07' 59'' N 04º 15' 00'' E 335 14º (0º)

Tabla 21. Mes más desfavorable de mayor a menor



157

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1897 158 HUILA ANGOLA 14º 15' 00'' S

14º 50' 00'' E

1366 20º (35º) 126 MAR

1834 153 CUANDO CUBANGO

ANGOLA 16º 04' 59'' S

19º 30' 00'' E

1233 22º (37º) 135 JUN.

1676 140 LUNDA NORTE

ANGOLA 08º 16' 59'' S

19º 36' 00'' E

1090 16º (0º) 105 FEB.

1643 137 LUANDA ANGOLA 08º 48' 59'' S

13º 14' 00'' E

0 12º (0º) 122 OCT.

Tabla 22. Producción anual de Angola

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1987 166 NAJRAN ARABIA SAUDI

17º 29' 30'' N

44º 07' 56'' E

1580 19º 148 JUL.

1876 156 TABUK ARABIA SAUDI

28º 00' 00'' N

37º 00' 00'' E

950 27º (46º) 130 DIC.

1694 141 RIYADH ARABIA SAUDI

24º 42' 41'' N

46º 43' 27'' E

628 24º (40º) 118 FEB.

Tabla 23. Producción anual de Arabia Saudi

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1974 164 TAMANRASSET ARGELIA 23º 17' 00'' N

05º 31' 00'' E

1961 24º (1º) 152 JUN.

1680 140 BECHAR ARGELIA 31º 36' 55'' N

02º 12' 56'' O

807 30º (50º) 112 DIC.


158

1618 135 ARGEL ARGELIA 36º 42' 00'' N

03º 13' 00'' E

11 33º (50º) 93 DIC.

Tabla 24. Producción anual de Argelia


PROD. ANUAL

(kWh/m2)


LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

151 1810 N´DJAMENA CHAD 12º 06' 47'' N

15º 02' 57'' E

296 15º 120 AGOSTO

Tabla 25. Producción anual de Chad

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1695 141 ABU DHABI

EMIRATOS ARABES

24º 28' 56'' N

54º 22' 11'' E

0 24º (43º) 119 DIC.

Tabla 26. Producción anual de Emiratos Árabes

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1744 145 BOUARFA MARRUECOS 32º 31' 59'' N

01º 57' 00'' O

1264 31º (49) 116 DIC.

1713 143 AGADIR MARRUECOS 30º 24' 59'' N

09º 35' 00'' O

133 30º (46º) 124 DIC.

1695 141 TARFAYA MARRUECOS 27º 53' 59'' N

12º 50' 59'' O

22 29º (43º) 129 DIC.

1744 114 CASABLANCA MARRUECOS 33º 31' 30'' N

07º 36' 04'' O

78 31º (47º) 144 DIC.

Tabla 27. Producción anual de Marruecos


159

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1768 147 TIRIS ZEMMOUR


9º 00' 00'' O

236 23º (40º) 125 NOV.

1697 141 INCHIRI MAURITANIA 20º 03' 59'' N

15º 03' 59'' O

100 20º (38º) 130 DIC.

1624 135 HODH ECH CHARGUI


07º 15' 00'' O

341 17º (35º) 107 DIC.

1525 127 BRAKNA MAURITANIA 17º 37' 59'' N

13º 24' 59'' O

62 16º (32º) 109 NOV.

Tabla 28. Producción anual de Mauritania

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1674 139 CABO DELGADO

MOZAMBIQUE 10º 20' 29'' S

40º 10' 58'' E

56 14º (0º) 111 FEB.

1623 135 XAI XAI MOZAMBIQUE 24º 05' 29'' S

32º 55' 54'' E

59 27º (42º) 125 JUN.

1620 135 NAMPULA MOZAMBIQUE 15º 59' 28'' S

39º 09' 08'' E

114 18º (35º) 120 JUN.

1596 133 MAPUTO MOZAMBIQUE 25º 40' 50'' S

32º 20' 07'' E

90 29º (47º) 120 JUN.

1543 129 BEIRA MOZAMBIQUE 19º 54' 29'' S

34º 20' 54'' E

33 23º (41º) 115 JUN.

Tabla 29. Producción anual de Mozambique

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1788 149 MAIDUGURI NIGERIA 11º 50' 13º 09' 335 15º (10º) 119 AGOSTO


160

00'' N 00'' E

1390 116 AGBOMOSHO NIGERIA 08º 07' 59'' N

04º 15' 00'' E

335 14º (0º) 78 JUL.

1330 111 ABUJA NIGERIA 09º 03' 59'' N

07º 29' 00'' E

470 14º (0º) 92 SEPT.

Tabla 30. Producción anual de Nigeria

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1685 140 KAMINA R.D. CONGO

08º 44' 19'' S

24º 59' 26'' E

1123 17º (28º) 101 FEB.

1551 129 ISIRO R.D. CONGO

02º 52' 00'' N

27º 40' 19'' E

722 5º (0º) 111 JUN.

1386 116 KINSHASA R.D. CONGO

04º 19' 30'' S

15º 19' 19'' E

278 8º (0º) 104 FEB.

Tabla 31. Producción anual de R.D. Congo

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1947 162 KHARTOUM SUDÁN 15º 37' 59'' N

32º 31' 59'' E

381 18º (35º) 146 JUL./ AGOS.

1798 150 SUAKIN SUDÁN 19º 06' 00'' N

37º 20' 00'' E

15 18º (35º) 118 DIC.

1658 138 JUBA SUDÁN 04º 50' 59'' N

331º 36' 0'' E

486 8º (0º) 116 JUL.

Tabla 32. Producción anual de Sudán

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES


161

1867 156 DODOMA TANZANIA 06º 10' 19'' S

35º 44' 29'' E

1132 8º (0º) 134 FEB.

1809 151 MWANZA TANZANIA 02º 30' 48'' S

32º 53' 54'' E

1138 6º (0º) 133 NOV.

1513 126 RUVUMA TANZANIA 10º 59' 59'' S

36º 00' 00'' E

727 14º (28º) 104 JUN.

Tabla 33. Producción anual de Tanzania



162

12.4.4 Mapa de irradiación

12.4.5 Conclusión

Tras observar los resultados se llega la conclusión de que PVGIS sólo calcula la inclinación para optimizar la productividad de la radiación durante todo el año. En una instalación aislada se debe calcular la inclinación óptima para los meses de menor radiación, por tanto esta herramienta no es del todo útil.

Además se aprecia que en la mayoría de los casos se cumple la regla teórica que dice que los paneles siempre deben orientarse hacia el Ecuador. Por ese motivo la orientación por encima del mismo es de 0º. La orientación de los paneles que se encuentran por debajo del Ecuador ronda los 180º, lo que quiere decir que se giran para seguir mirando al Ecuador.

Más adelante se mostrará un estudio que se hizo alrededor del Ecuador (0º), del paralelo (20º S), del paralelo (20º N) y del meridiano (20º E) para ver de forma más clara la evolución de la orientación e inclinación.


163

12.5 Análisis isolatitud e isolongitud

Para el estudio de las variables inclinación y orientación hemos aprovechado las líneas de los paralelos a 20º S, 20º N, Ecuador y el meridiano 20º E.

12.5.1 Localizaciones a la misma longitud

Meridiano 20º: Ounianga Kabir (Chad), Gobabis (Namibia), Abeche (Chad), Aroab (Namibia), Am Timan (Chad), Bambari (C.A.R.), Kananga (R.D.Congo), Businga (R.D. Congo), Suluq (Libya), Lisala (R.D. Congo), Businga (R.D. Congo), Suluq (Libya), Lisala (R.D. Congo), Ebangalakata (R.D. Congo), Robertson (S. África), Calvinia (S. África).

Si la instalación fuese un huerto solar, se muestran ordenados de mayor a menor en producción anual y su inclinación correspondientes las siguientes ciudades por las que pasa el Meridiano 20º:

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

2013 168 OUNIANGA KEBIR

CHAD 19º 03' 59'' N

20º 58' 59'' E

463 20º (40º) 155 DIC.

2005 167 GOBABIS NAMIBIA 23º 08' 01'' S

20º 17' 42'' E

1276 26º (45º) 143 JUN.

1979 165 ABÉCHE CHAD 13º 50' 20º 49' 531 16º (5º) 143 JULIO


164

00'' N 59'' E

1889 157 AROAB NAMIBIA 26º 47' 59'' S

19º 38' 59'' E

976 28º (45º) 136 JUNIO

1841 153 AM TIMAN CHAD 11º 02' 00'' N

20º 17' 00'' E

434 15º (5º) 120 JULIO

1666 139 BAMBARI C.A.R. 05º 45' 58'' N

20º 22' 59'' E

537 10º (0º) 112 SEPT.

1575 131 KANANGA R.D. CONGO

05º 53' 27'' S

22º 23' 45'' E

585 11º (0º) 106 FEBR.

1539 128 BUSINGA R.D. CONGO

03º 20' 23'' N

20º 52' 12'' E

380 6º (0º) 109 JUNIO

1535 128 SULUQ LIBYA 31º 40' 07'' N

20º 15' 00'' E

52 28º (40º) 88 DIC.

1512 126 LISALA R.D. CONGO

02º 08' 58'' N

21º 31' 00'' E

434 4º (0º) 112 JUNIO

1430 119 EBANGALAKATA R.D. CONGO

00º 29' 00'' S

21º 29' 00'' E

389 0º (0º) 105 NOV.

368 30,7 ROBERTSON S.A 33º 47' 58'' S

19º 52' 59'' E

386 30º (50º) 16,5 JUNIO

324 27 CALVINIA S.A 31º 27' 59'' S

19º 45' 59'' E

1168 29º (49º) 16,5 JUN./JUL.

Tabla 34. Producción anual de mayor a menor en el Meridiano 20º

Si la instalación fuese aislada, se muestran ordenados de mayor a menor los datos de radiación de los meses más desfavorables de las siguientes ciudades por las que pasa el Meridiano 20º.

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)


PROD. ANUAL


LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

155 DIC. 168 2013 OUNIANGA KEBIR

CHAD 19º 03' 59'' N

20º 58' 59'' E

463 20º (40º)

143 JUN. 167 2005 GOBABIS NAMIBIA 23º 08' 01'' S

20º 17' 42'' E

1276 26º (45º)

143 JULIO 165 1979 ABÉCHE CHAD 13º 50' 00'' N

20º 49' 59'' E

531 16º (5º)


165

136 JUNIO 157 1889 AROAB NAMIBIA 26º 47' 59'' S

19º 38' 59'' E

976 28º (45º)

120 JULIO 153 1841 AM TIMAN CHAD 11º 02' 00'' N

20º 17' 00'' E

434 15º (5º)

112 SEPT. 139 1666 BAMBARI C.A.R. 05º 45' 58'' N

20º 22' 59'' E

537 10º (0º)

112 JUNIO 126 1512 LISALA R.D. CONGO

02º 08' 58'' N

21º 31' 00'' E

434 4º (0º)

109 JUNIO 128 1539 BUSINGA R.D. CONGO

03º 20' 23'' N

20º 52' 12'' E

380 6º (0º)

106 FEBR. 131 1575 KANANGA R.D. CONGO

05º 53' 27'' S

22º 23' 45'' E

585 11º (0º)

105 NOV. 119 1430 EBANGALAKATA R.D. CONGO

00º 29' 00'' S

21º 29' 00'' E

389 0º (0º)

88 DIC. 128 1535 SULUQ LIBYA 31º 40' 07'' N

20º 15' 00'' E

52 28º (40º)

16,5 JUNIO 30,7 368 ROBERTSON S.A 33º 47' 58'' S

19º 52' 59'' E

386 30º (50º)

16,5 JUN./JUL. 27 324 CALVINIA S.A 31º 27' 59'' S

19º 45' 59'' E

1168 29º (49º)

Tabla 35. Mes más desfavorable ordenada de mayor a menor (Meridiano 20º)


PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES


CHAD 19º 03' 59'' N

20º 58' 59'' E

463 20º (40º) 155 DIC.

1979 165 ABÉCHE CHAD 13º 50' 00'' N

20º 49' 59'' E

531 16º (5º) 143 JULIO

1841 153 AM TIMAN CHAD 11º 02' 00'' N

20º 17' 00'' E

434 15º (5º) 120 JULIO


166

Tabla 36. Producción anual de Chad (Meridiano 20º)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1666 139 BAMBARI C.A.R. 05º 45' 58'' N

20º 22' 59'' E

537 10º (0º) 112 SEPT.

Tabla 37. Producción anual de C.A.R. (Meridiano 20º)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1535 128 SULUQ LIBYA 31º 40' 07'' N

20º 15' 00'' E

52 28º (40º) 88 DIC.

Tabla 38. Producción anual de Libya (Meridiano 20º)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

2005 167 GOBABIS NAMIBIA 23º 08' 01'' S

20º 17' 42'' E

1276 26º (45º) 143 FEBR.

1889 157 AROAB NAMIBIA 26º 47' 59'' S

19º 38' 59'' E

976 28º (45º) 136 JUNIO

Tabla 39. Producción anual de Namibia (Meridiano 20º)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1575 131 KANANGA R.D. CONGO

05º 53' 27'' S

22º 23' 45'' E

585 11º (0º) 106 FEBR.

1539 128 BUSINGA R.D. CONGO

03º 20' 23'' N

20º 52' 12'' E

380 6º (0º) 109 JUNIO

1512 126 LISALA R.D. CONGO

02º 08' 58'' N

21º 31' 00'' E

434 4º (0º) 112 JUNIO


167

1430 119 EBANGALAKATA R.D. CONGO

00º 29' 00'' S

21º 29' 00'' E

389 0º (0º) 105 NOV.

Tabla 40. Producción anual de R.D. Congo (Meridiano 20º)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

368 30,7 ROBERTSON S.A 33º 47' 58'' S

19º 52' 59'' E

386 30º (50º) 16,5 JUNIO

324 27 CALVINIA S.A 31º 27' 59'' S

19º 45' 59'' E

1168 29º (30º) 16,5 JUN./JUL.

Tabla 41. Producción anual de Sudáfrica (Meridiano 20º)

12.5.2 Localizaciones a la misma latitud

Ecuador: Jamaame (Somalia) , Nairobi (Kenia), Kampala (Uganda), Libreville (Gabón), Mbandaka (R.D. Congo), Lubutu (R.D. Congo), Kisangani (R.D. Congo), kelle (Congo).

Si la instalación fuese un huerto solar, se muestran ordenados de mayor a menor en producción anual y su inclinación correspondientes las siguientes ciudades por las que pasa el Ecuador:

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1712 143 JAMAAME SOMALIA 00º 00' 20'' N

42º 45' 02'' E

6 1º (0º) 120 JUNIO

1662 138 NAIROBI KENYA 01º 16' 58'' S

36º 48' 58'' E

1722 3º (0º) 98 JULIO

1608 134 KAMPALA UGANDA 00º 18' 59'' N

32º 34' 59'' E

1205 1º (0º) 123 JUNIO


168

1452 121 LIBREVILLE GABÓN 00º 23' 23'' N

09º 26' 59'' E

0 1º (0º) 103 SEPT.

1448 121 MBANDAKA R.D. CONGO

00º 03' 58'' N

18º 15' 59'' E

306 1º (0º) 108 SEPT.

1436 120 LUBUTU R.D. CONGO

00º 43' 49'' S

26º 34' 59'' E

532 1º (0º) 110 JUNIO

1433 119 KISANGANI R.D. CONGO

00º 30' 59'' N

25º 11' 59'' E

402 1º (0º) 108 NOV.

1399 117 KELLÉ CONGO 00º 05' 58'' N

14º 32' 58'' E

417 1º (0º) 100 SEPT.

Tabla 42. Producción anual ordenada de mayor a menor (Ecuador 0º)


PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1399 117 KELLÉ CONGO 00º 05' 58'' N

14º 32' 58'' E

417 1º (0º) 100 SEPT.

Tabla 43. Producción anual de Congo (Ecuador 0º)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1452 121 LIBREVILLE GABÓN 00º 23' 23'' N

09º 26' 59'' E

0 1º (0º) 103 SEPT.

Tabla 44. Producción anual de Gabón (Ecuador 0º)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1662 138 NAIROBI KENYA 01º 16' 58'' S

36º 48' 58'' E

1722 3º (0º) 98 JULIO


169

Tabla 45. Producción anual de Kenya (Ecuador 0º)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1712 143 JAMAAME SOMALIA 00º 00' 20'' N

42º 45' 02'' E

6 1º (0º) 120 JUNIO

Tabla 46. Producción anual de Somalia (Ecuador 0º)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1448 121 MBANDAKA R.D. CONGO

00º 03' 58'' N

18º 15' 59'' E

306 1º (0º) 108 SEPT.

1436 120 LUBUTU R.D. CONGO

00º 43' 49'' S

26º 34' 59'' E

532 1º (0º) 110 JUNIO

1433 119 KISANGANI R.D. CONGO

00º 30' 59'' N

25º 11' 59'' E

402 1º (0º) 108 NOV.

Tabla 47. Producción anual de R.D. Congo (Ecuador 0º)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1608 134 KAMPALA UGANDA 00º 18' 59'' N

32º 34' 59'' E

1205 1º (0º) 123 JUNIO

Tabla 48. Producción anual de Uganda (Ecuador 0º)

Paralelo 20º N: Wahat An Nukhaylah (Sudán), Al’Atrun (Sudán), Ounianga Kebir (Chad), Dongola (Sudán), Arlit (Níger), Bilma (Níger), Irefouane (Níger), Tessalit (Mali), Port Sudán (Sudán), Aguelhok (Mali), Timetrine (Mali), Atar (Mauritania), Chinguetti (Mauritania)


170

Si la instalación fuese un huerto solar, se muestran ordenados de mayor a menor en producción anual y su inclinación correspondientes las siguientes ciudades por las que pasa el paralelo 20º N:

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

2016 168 WAHAT AN NUKHAYLAH

SUDÁN 19° 02' 59" N

26° 18' 58" E

499 20º (40º) 159 DIC.

2014 168 AL´ATRUN SUDÁN 18° 10' 59" N

26° 35' 59" E

515 19º (42º) 161 JUN./DIC.


CHAD 19° 03' 59" N

20° 28' 59" E

409 20º (40º) 154 DIC.

1969 164 DONGOLA SUDÁN 19° 09' 59" N

30° 28' 59" E

227 20º (40º) 156 FEB.

1918 160 ARLIT NIGER 18° 43' 59" N

07° 22' 58" E

415 19º (40º) 145 ENE.

1905 159 BILMA NIGER 18° 40' 59" N

12° 54' 59" E

351 20º (41º) 149 JUN.

1874 156 IFEROUANE NIGER 19° 03' 44" N

08° 25' 11" E

652 20º (40º) 146 FEB.

1853 154 TESSALIT MALI 20° 14' 59" N

00° 58' 59" E

482 20º (40º) 136 DIC.

1840 153 PORT SUDAN SUDÁN 19° 36' 58" N

37° 12' 53" E

6 19º (41º) 126 DIC.

1833 153 AGUELHOK MALI 19° 27' 15" N

00° 51' 23" E

416 19º (40º) 136 DIC.

1801 150 TIMETRINE MALI 19° 26' 59" N

00° 21' 59" O

360 20º (39º) 133 DIC.

1756 146 ATAR MAURITANIA 20° 30' 13° 02' 243 20º (40º) 131 NOV./DIC.


171

59" N 58" O

1695 141 CHINGUETTI MAURITANIA 20° 27' 47" N

12° 21' 59" O

519 20º (40º) 124 NOV.

Tabla 49. Producción anual ordenada de mayor a menor (Paralelo 20º N)

Si la instalación fuese aislada, se muestran ordenados de mayor a menor los datos de radiación de los meses más desfavorables de las siguientes ciudades por las que pasa el paralelo 20º N

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)


PROD. ANUAL


LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

161 JUN./DIC. 168 2014 AL´ATRUN SUDÁN 18° 10' 59" N

26° 35' 59" E

515 19º (42º)

159 DIC. 168 2016 WAHAT AN NUKHAYLAH

SUDÁN 19° 02' 59" N

26° 18' 58" E

499 20º (40º)

156 FEB. 164 1969 DONGOLA SUDÁN 19° 09' 59" N

30° 28' 59" E

227 20º (40º)

154 DIC. 167 2008 OUNIANGA KEBIR

CHAD 19° 03' 59" N

20° 28' 59" E

409 20º (40º)

149 JUN. 159 1905 BILMA NIGER 18° 40' 59" N

12° 54' 59" E

351 20º (41º)

146 FEB. 156 1874 IFEROUANE NIGER 19° 03' 44" N

08° 25' 11" E

652 20º (40º)

145 ENE. 160 1918 ARLIT NIGER 18° 43' 59" N

07° 22' 58" E

415 19º (40º)

136 DIC. 154 1853 TESSALIT MALI 20° 14' 59" N

00° 58' 59" E

482 20º (40º)

136 DIC. 153 1833 AGUELHOK MALI 19° 27' 15" N

00° 51' 23" E

416 19º (40º)

133 DIC. 150 1801 TIMETRINE MALI 19° 26' 59" N

00° 21' 59" O

360 20º (39º)

131 NOV./DIC. 146 1756 ATAR MAURITANIA 20° 30' 59" N

13° 02' 58" O

243 20º (40º)

126 DIC. 153 1840 PORT SUDAN SUDÁN 19° 36' 58" N

37° 12' 53" E

6 19º (41º)


172

124 NOV. 141 1695 CHINGUETTI MAURITANIA 20° 27' 47" N

12° 21' 59" O

519 20º (40º)

Tabla 50. Mes más desfavorable ordenada de mayor a menor (Paralelo 20º N)


PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES


CHAD 19° 03' 59" N

20° 28' 59" E

409 20º (40º) 154 DIC.

Tabla 51. Producción anual Chad (Paralelo 20º N)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1853 154 TESSALIT MALI 20° 14' 59" N

00° 58' 59" E

482 20º (40º) 136 DIC.

1833 153 AGUELHOK MALI 19° 27' 15" N

00° 51' 23" E

416 19º (40º) 136 DIC.

1801 150 TIMETRINE MALI

19° 26' 59" N

00° 21' 59" O

360 20º (39º) 133 DIC.

Tabla 52. Producción anual Mali (Paralelo 20º N)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1756 146 ATAR MAURITANIA 20° 30' 59" N

13° 02' 58" O

243 20º (40º) 131 NOV./DIC.


173

1695 141 CHINGUETTI MAURITANIA 20° 27' 47" N

12° 21' 59" O

519 20º (40º) 124 NOV.

Tabla 53. Producción anual Mauritania (Paralelo 20º N)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1918 160 ARLIT NIGER 18° 43' 59" N

07° 22' 58" E

415 19º (40º) 145 ENE.

1905 159 BILMA NIGER 18° 40' 59" N

12° 54' 59" E

351 20º (41º) 149 JUN.

1874 156 IFEROUANE NIGER 19° 03' 44" N

08° 25' 11" E

652 20º (40º) 146 FEB.

Tabla 54. Producción anual Niger (Paralelo 20º N)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

2016 168 WAHAT AN NUKHAYLAH

SUDÁN 19° 02' 59" N

26° 18' 58" E

499 20º (40º) 159 DIC.

2014 168 AL´ATRUN SUDÁN 18° 10' 59" N

26° 35' 59" E

515 19º (42º) 161 JUN./DIC.

1969 164 DONGOLA SUDÁN 19° 09' 59" N

30° 28' 59" E

227 20º (40º) 156 FEB.

1840 153 PORT SUDAN SUDÁN 19° 36' 58" N

37° 12' 53" E

6 19º (41º) 126 DIC.

Tabla 55. Producción anual Sudán (Paralelo 20º N)

Paralelo 20º S: Otjiwarongo (Namibia), Otjkango (Namibia), Torrabaai (Namibia), Gweta (Botswana), Bulawayo (Zimbabwe), Chimanimani (Zimbabwe), Masvingo (Zimbabwe), Nova Sofala (Mozambique).


174

Si la instalación fuese un huerto solar, se muestran ordenados de mayor a menor en producción anual y su inclinación correspondientes las siguientes ciudades por las que pasa el paralelo 20º S:

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

2001 167 OTJIWARONGO NAMIBIA 20° 27' 59" S

16° 38' 59" E

1461 25º (40º) 138 FEB.

1930 161 OTJIKANGO NAMIBIA 19° 39' 59" S

18° 40' 59" E

1206 24º (40º) 133 FEB.

1760 147 TORRABAAI NAMIBIA 20° 18' 59" S

13° 13' 59" E

0 21º (39º) 132 JUN.

1746 146 GWETA BOTSWANA 20° 04' 28" S

25° 13' 59" E

928 24º (41º) 127 FEB.

1734 144 BULAWAYO ZIMBABWE 20° 08' 59" S

28° 34' 59" E

1341 25º (40º) 123 FEB.

1665 139 NOVA SOFALA MOZAMBIQUE 20° 08' 59" S

34° 42' 58" E

5 23º (42º) 124 FEB.

1619 135 CHIMANIMANI ZIMBABWE 19° 48' 59" S

32° 51' 59" E

1523 24º (40º) 110 FEB.

1597 133 MASVINGO ZIMBABWE 20° 10' 59" S

30° 49' 58" E

1082 24º (40º) 114 FEB.

Tabla 56. Producción anual ordenada de mayor a menor (Paralelo 20º S)

Si la instalación fuese aislada, se muestran ordenados de mayor a menor los datos de radiación de los meses más desfavorables de las siguientes ciudades por las que pasa el paralelo 20º S.


175

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)


PROD. ANUAL


LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

110 FEB. 135 1619 CHIMANIMANI ZIMBABWE 19° 48' 59" S

32° 51' 59" E

1523 24º (40º)

114 FEB. 133 1597 MASVINGO ZIMBABWE 20° 10' 59" S

30° 49' 58" E

1082 24º (40º)

123 FEB. 144 1734 BULAWAYO ZIMBABWE 20° 08' 59" S

28° 34' 59" E

1341 25º (40º)

124 FEB. 139 1665 NOVA SOFALA MOZAMBIQUE 20° 08' 59" S

34° 42' 58" E

5 23º (42º)

127 FEB. 146 1746 GWETA BOTSWANA 20° 04' 28" S

25° 13' 59" E

928 24º (41º)

132 JUN. 147 1760 TORRABAAI NAMIBIA 20° 18' 59" S

13° 13' 59" E

0 21º (39º)

133 FEB. 161 1930 OTJIKANGO NAMIBIA 19° 39' 59" S

18° 40' 59" E

1206 24º (40º)

138 FEB. 167 2001 OTJIWARONGO NAMIBIA 20° 27' 59" S

16° 38' 59" E

1461 25º (40º)

Tabla 57. Mes más desfavorable ordenado de mayor a menor (Paralelo 20º S)


PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1746 146 GWETA BOTSWANA 20° 04' 28" S

25° 13' 59" E

928 24º (41º) 127 FEB.

Tabla 58. Producción anual Botswana (Paralelo 20º S)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1665 139 NOVA SOFALA

MOZAMBIQUE 20° 08' 59" S

34° 42' 58" E

5 23º (42º) 124 FEB.


176

Tabla 59. Producción anual Mozambique (Paralelo 20º S)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

2001 167 OTJIWARONGO NAMIBIA 20° 27' 59" S

16° 38' 59" E

1461 25º (40º) 138 FEB.

1930 161 OTJIKANGO NAMIBIA 19° 39' 59" S

18° 40' 59" E

1206 24º (40º) 133 FEB.

1760 147 TORRABAAI NAMIBIA 20° 18' 59" S

13° 13' 59" E

0 21º (39º) 132 JUN.

Tabla 60. Producción anual Namibia (Paralelo 20º S)

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1734 144 BULAWAYO ZIMBABWE 20° 08' 59" S

28° 34' 59" E

1341 25º (40º) 123 FEB.

1619 135 CHIMANIMANI ZIMBABWE 19° 48' 59" S

32° 51' 59" E

1523 24º (40º) 110 FEB.

1597 133 MASVINGO ZIMBABWE 20° 10' 59" S

30° 49' 58" E

1082 24º (40º) 114 FEB.

Tabla 61. Producción anual Zimbabwe (Paralelo 20º S)


177

12.5.3 Mapas de situación


178

Estudio en África


179

Estudios y ciudades aleatorias en África


180

12.5.4 Conclusión

Puede observarse Conforme nos alejamos del Ecuador los paneles se van inclinando para conservar la perpendicularidad con los rayos del Sol, de forma que la instalación funcione al mayor rendimiento posible.

La inclinación mínima de los paneles solares es, lógicamente 0º, y la máxima ronda los 50º a partir de los 35º - 40º de latitud norte – sur.

Al observar el estudio en el Ecuador se puede deducir que la inclinación para una instalación aislada es siempre 0º. Incluso se podría afirmar que la inclinación de los paneles que pertenecen a ciudades cercanas al ecuador (hasta 10º - 15º de latitud) toma un valor de 0º.

Como indican los mapas de irradiación y las tablas de datos, los niveles medios de irradiación en África son menores que en América del Sur.


181

12.5.5 Mediterráneo

Para el cálculo de la inclinación y orientación en el Mediterráneo se ha recurrido al programa PVSyst tras concluir que PVGIS no proporciona inclinaciones para instalaciones aisladas.

Como en todas las tablas anteriores se han ordenado los países de mayor a menor radiación solar anual y posteriormente se ha destacado el mes más desfavorable.

En esta ocasión no se ha encontrado ningún error de orientación de placas solares, ya que en todos los países indican 0º de orientación (o aprox.) por encontrarnos en el norte, o lo que es lo mismo, por encima del Ecuador.

12.5.6 Tabla de resultados

Si la instalación fuese un huerto solar, se muestran ordenados de mayor a menor en producción anual y su inclinación correspondientes las siguientes ciudades del Mediterráneo:

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1721 143 ALEJANDRIA EGIPTO 31° 11′ 53″ N, 29° 55′ 09″ E 0 27º (50º) 98 DIC.

1462 122 JERUSALEM ISRAEL 31° 46' 25" N 35° 13' 18" E 790 27º (50º) 80 ENERO

1461 122 CARTAGENA ESPAÑA 37° 36' 34" N 00° 59' 15" O 11 33º (55º) 89 DIC.

1438 120 TRIPOLI LIBIA 32° 52' 18" N 13° 10' 42" E 16 29º (53º) 82 DIC.

1423 119 PALERMO ITALIA 38° 07' 48" N 13° 20' 56" E 22 33º (55º) 72 DIC.

1400 117 CAGLIARI ITALIA 39° 13' 26" N 09° 07' 27" E 30 33º (54º) 75 DIC.

1384 115 ATENAS GRECIA 37° 55' 42" N 23° 47' 29" E 640 31º (54º) 65 DIC.

1380 115 MARSELLA FRANCIA 43° 15' 39" N 05° 28' 33" E 383 36º (55º) 67 DIC.

1375 115 BEIRUT LIBANO 33° 52' 57" N 35° 30' 46" E 61 28º (53º) 71 DIC.


182

1368 114 TUNEZ TUNEZ 36° 49' 08" N 10° 09' 57" E 32 31º (54º) 68 DIC.

1196 100 GENOVA ITALIA 44° 24' 39" N 08° 56' 53" E 77 33º (55º) 51 DIC.

Tabla 62. Producción anual ordenada de mayor a menor en el Mediterráneo

Si la instalación fuese aislada, se muestran ordenados de mayor a menor los datos de radiación de los meses más desfavorables de las siguientes ciudades del Mediterráneo:

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)


PROD. ANUAL


INCLINACIÓN (º)

98 DIC. 143 1721 ALEJANDRIA EGIPTO 31° 11′ 53″ N, 29° 55′ 09″ E 0 27º (50º)

89 DIC. 122 1461 CARTAGENA ESPAÑA 37° 36' 34" N 00° 59' 15" O 11 33º (55º)

82 DIC. 120 1438 TRIPOLI LIBIA 32° 52' 18" N 13° 10' 42" E 16 29º (53º)

80 ENERO 122 1462 JERUSALEM ISRAEL 31° 46' 25" N 35° 13' 18" E 790 27º (50º)

75 DIC. 117 1400 CAGLIARI ITALIA 39° 13' 26" N 09° 07' 27" E 30 33º (54º)

72 DIC. 119 1423 PALERMO ITALIA 38° 07' 48" N 13° 20' 56" E 22 33º (55º)

71 DIC. 115 1375 BEIRUT LIBANO 33° 52' 57" N 35° 30' 46" E 61 28º (53º)

68 DIC. 114 1368 TUNEZ TUNEZ 36° 49' 08" N 10° 09' 57" E 32 31º (54º)

67 DIC. 115 1380 MARSELLA FRANCIA 43° 15' 39" N 05° 28' 33" E 383 36º (55º)

65 DIC. 115 1384 ATENAS GRECIA 37° 55' 42" N 23° 47' 29" E 640 31º (54º)

51 DIC. 100 1196 GENOVA ITALIA 44° 24' 39" N 08° 56' 53" E 77 33º (55º)

Tabla 63. Mes más desfavorable ordenada de mayor a menor en el Mediterráneo


PROD. ANUAL

(kWh/m2)



INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES


183

1721 143 ALEJANDRIA EGIPTO 31° 11′ 53″ N, 29° 55′ 09″ E 0 27º (50º) 98 DIC.

Tabla 64. Producción anual en Egipto

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1461 122 CARTAGENA ESPAÑA 37° 36' 34" N

00° 59' 15" O

11 33º (55º) 89 DIC.

Tabla 65. Producción anual en España

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1380 115 MARSELLA FRANCIA 43° 15' 39" N

05° 28' 33" E

383 36º (55º) 67 DIC.

Tabla 66. Producción anual en Francia

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1384 115 ATENAS GRECIA 37° 55' 42" N

23° 47' 29" E

640 31º (54º) 65 DIC.

Tabla 67. Producción anual en Grecia

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1462 122 JERUSALEM ISRAEL 31° 46' 25" N

35° 13' 18" E

790 27º (50º) 80 ENERO

Tabla 68. Producción anual en Israel


184

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1423 119 PALERMO ITALIA 38° 07' 48" N

13° 20' 56" E

22 33º (55º) 72 DIC.

1400 117 CAGLIARI ITALIA 39° 13' 26" N

09° 07' 27" E

30 33º (54º) 75 DIC.

1196 100 GENOVA ITALIA 44° 24' 39" N

08° 56' 53" E

77 33º (55º) 51 DIC.

Tabla 69. Producción anual en Italia

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1375 115 BEIRUT LIBANO 33° 52' 57" N

35° 30' 46" E

61 28º (53º) 71 DIC.

Tabla 70. Producción anual en Líbano

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

ORIENTACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1438 120 TRIPOLI LIBIA 32° 52' 18" N

13° 10' 42" E

16 29º (53º) 0º 82 DIC.

Tabla 71. Producción anual en Libia

PROD. ANUAL

(kWh/m2)



LONGITUD (º)

ALTURA (m)

INCLINACIÓN (º)

ORIENTACIÓN (º)

MES DESFAVORABLE

(kWh/m2)

MES

1368 114 TUNEZ TUNEZ 36° 49' 08" N

10° 09' 57" E

32 31º (54º) -2º 68 DIC.

Tabla 72. Producción anual en Túnez


185


1.6.3 Conclusión

La inclinación de los paneles para una instalación aislada varía de forma insignificante entre los valores 50º y 55º

La producción anual y la media mensual de radiación también tiene valores muy parecidos en toda la zona del Mediterráneo

13 CONTINUIDAD DEL PROYECTO

186

13 CONTINUIDAD DEL PROYECTO

Dado los buenos resultados de este proyecto, se está pensando en la optimización del prototipo en un carácter más comercial. Además de diseñar toda la estructura y el recubrimiento en acero galvanizado para abaratar costes, se ha pensado en disminuir el tiempo de funcionamiento en nivel alto para tener una luminaria con menor sistema de producción de energía y almacenamiento. Es decir, con panel y baterías más reducidas y por tanto más baratas.

Además, se está pensando en realizar un prototipo híbrido añadiendo un aerogenerador en el poste. Está comprobado que la energía eólica en España resulta complementaria a la solar, de tal forma que en los meses en que menor radiación solar existe precisamente es cuando mejor producción eólica existe. Dicha combinación permitirá reducir la batería y por consiguiente, la robustez de la estructura.

En un último diseño, se está trabajando para diseñar un dispositivo móvil alojado en un remolque que pueda desplegar una luminaria de este tipo en zonas de obra o propias del ejército. Es un dispositivo para poder disponer de luz de forma eventual en cualquier zona alejada del suministro eléctrico.

14 TRANSFERENCIA DE TECNOLOGÍA

Uno de los temas más importantes después de la consecución de un prototipo es tener la posibilidad de explotar los resultados. En este caso la transferencia la intentará explotar la empresa LUMINOVA S.L. spin off de la Universidad de Extremadura, que ha formado parte activa en el proyecto.

15 RESULTADOS DE INVESTIGACIÓN.

187

15 RESULTADOS DE INVESTIGACIÓN.

Durante la ejecución del proyecto se han obtenido resultados de investigación y se ha asistido a congresos especializados, además de conseguir experiencia en el diseño de este tipo de productos.

Artículos publicados

Cordero, E. M., Pardo, P. J., Pérez, Á. L., & Suero, M. (2011). Correlation of various light source quality indices with the colour discrimination capacity. Coloration Technology, 127(2), 136-144.

Asistencia a Congresos.

Cordero, E. M., Suero, M., Pardo, P. J., & Pérez, Á. L. Estudio de la variabilidad de color de muestras cromáticas del atlas NCS ante cambios de iluminante. IX Congreso Nacional del Color (Alicante 2010).

Pardo, P. J., Cordero, E. M., Suero, M., & Pérez, Á. L. Influence of correlated color temperatura of a light source on color discrimination capability of observers. International Colour Vision Symposium (Kongsber, Noruega, 2011).

Strategies in Light. Milan 2011.

Patentes relacionadas

Luminaria vial de luz indirecta y energía solar

N. de solicitud: U200900427 País de prioridad: España Fecha de prioridad: 24/09/2009

Luminaria solar portátil para asentamientos

N. de solicitud: U201031082 País de prioridad: España Fecha de prioridad: 20/10/2010

16 CONCLUSIONES FINALES.

188

16 CONCLUSIONES FINALES.

Como conclusiones finales se pueden destacar.

• El prototipo construido ha satisfecho la idea inicial.

• Resulta un producto apto para zonas sin red eléctrica.

• Presenta una potencialidad de instalación alta a nivel mundial en zonas con suficiente radicación solar y alejadas de la red eléctrica.

• Resulta muy conveniente la figura del técnico contratado para este tipo de proyectos.

• Cuando más detallada es la ingeniería inicial, mejor sale la ejecución del proyecto.

• Este tipo de convocatorias que involucran a Empresa y Universidad, son muy adecuadas para desarrollar nuevos productos y para realiza transferencia de tecnología.

En Badajoz, Septiembre de 2011

Memoria Final PDT09A045 - Óptica y Enseñanza de la Física

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