Curso_Energia_Fotovoltaica

CURSO DE FORMACION DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA:

1. CAPTACIÓN

5

1.1. INTRODUCCIÓN. 5 1.2. TIPOS DE INSTALACIONES. 5 1.3. INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS EN EL ESPACIO. 6 1.3.1. Instalaciones para suministrar energía a ingenios espaciales. 6 1.3.2. Instalaciones para producción en el espacio de energía eléctrica, para su consumo terrestre. 6 1.3.3. Instalaciones para la producción lunar de energía eléctrica, para su consumo terrestre. 7 1.4. INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS TERRESTRES. 7 1.4.1. Instalaciones aisladas de la red eléctrica. 8 1.4.2. Instalaciones conectadas a la red eléctrica. 12 1.5. IMPACTO AMBIENTAL DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA. 13 1.6. TECNOLOGÍAS RECOMENDABLES PARA LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. 17 2. COMPONENTES DE LA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA 2.1. EL GENERADOR SOLAR FOTOVOLTAICO. 2.1.1. Características de los módulos. 2.1.3. Influencia de la temperatura en los módulos. 2.1.4. Condiciones de medida de los módulos. 2.1.5. Vida de los módulos fotovoltaicos. 2.1.6. Elección del tipo de módulo a utilizar. 2.1.7. Montaje del generador fotovoltaico. 2.1.8. Protecciones del generador. 2.1.9. Sistemas de seguimiento solar. 2.1.10. Sistemas de concentración solar. 2.2. BATERÍAS Y ACUMULADORES. 2.2.1. Funcionamiento de las baterías. 2.2.2. Parámetros característicos de las baterías. 2.2.3. Capacidad de las baterías. 2.2.4. Carga y descarga de las baterías. 2.2.5. Tipos de baterías. 2.2.6. Factores que intervienen en la elección de una batería. 2.2.7. Instalación del acumulador. 2.2.8. Conectado de los elementos del acumulador. 2.2.9. Puesta en funcionamiento del acumulador. 2.2.10. Protecciones del acumulador. 2.3. SEGUIDOR DEL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA. 2.5. CONVERTIDOR DE CC/CC. 2.6. RECTIFICADOR DE CA/CC. 2.7. INVERSOR DE CC/CA. 2.7.1. Tipos de inversores. 2.7.2. Conceptos básicos. 2.7.3. Características básicas de los inversores. 2.7.5. Rendimiento de los inversores. 2.7.6. Protecciones de los inversores. 2.8. REGULADOR DE CARGA DE LAS BATERÍAS. 2.8.1. Tipos de reguladores. 2.8.2. Características de los reguladores. 2.8.3. Protecciones de los reguladores. 2.9. TRANSFORMADOR. 2.10. ELEMENTOS DE PROTECCIÓN. 2.10.1. Toma a tierra. 2.10.2. Varistores. 2.10.3. Interruptores magnetotérmicos. 2.10.4. Interruptor diferencial 2.10.5. Fusibles. 2.11. Elementos de monitorización y control. 2.11.1. Sistemas manuales. 2.11.2. Sistemas computarizados.

18 18 20 23 24 25 26 27 31 36 40 43 44 45 46 47 50 56 56 57 59 60 61 62 63 65 65 68 69 72 73 74 75 78 79 80 82 82 82 83 83 84 84 84 85

3. DIMENSIONADO DE LAS INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS

86

3.1. INTRODUCCIÓN. 3.2. ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA. 3.3. BLOQUES FUNCIONALES DE LA INSTALACIÓN. 3.3.1. Bloque de generación. 3.3.2. Bloque de acumulación. 3.3.3. Bloque de Cableado. 3.3.4. Bloque de conversión. 3.3.5. Bloque de control. 3.3.6. Bloque de carga. 3.3.7. Bloque de sistemas auxiliares. 3.4. ELEMENTOS DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA. 3.5. INSTALACIONES TIPO. 3.5.1. Instalaciones aisladas de la red. 3.5.2. Instalaciones para bombeo. 3.5.3. Instalaciones con sistemas híbridos. 3.5.4. Instalaciones conectadas a la red eléctrica. 3.6. DIMENSIONADO DE LAS INSTALACIONES AISLADAS DE LA RED ELÉCTRICA. 3.6.1. Tipo de instalación. 3.6.2. Energía solar recibida por la instalación. 3.6.3. Período anual de trabajo de la instalación. 3.6.4. Autonomía mínima de la instalación. 3.6.5. Estimación de la energía consumida por la carga. 3.6.6. Dimensionado del generador. 3.6.6.1. Estimación de la energía demandada al generador. 3.6.7. Dimensionado del acumulador. 3.6.8. Dimensionado del regulador. 3.6.9. Dimensionado del inversor. 3.6.10. Dimensionado del convertidor. 3.6.11. Dimensionado del Cableado. 3.7. DIMENSIONADO DE LAS INSTALACIONES DE BOMBEO. 3.7.1. Elementos de las instalaciones de bombeo. 3.7.2. Estimación del consumo de agua. 3.7.3. Autonomía mínima de la instalación. 3.7.4. Dimensionado del depósito de acumulación. 3.7.5. Estimación de la altura de bombeo. 3.7.6. Estimación del consumo de energía para el bombeo. 3.7.7. Dimensionado de la bomba. 3.7.8. Dimensionado del generador. 3.7.9. Dimensionado de otros elementos de la instalación. 3.8. DIMENSIONADO DE SISTEMAS HÍBRIDOS. 3.8.1. Conectado de los generadores. 3.8.2. Criterios de diseño. 3.8.3. Dimensionado de la instalación. 3.8.4. Criterios de diseño. 3.8.5. Dimensionado de la instalación.

86 86 89 89 89 90 90 90 91 91 91 92 93 93 94 94 94 95 96 96 97 98 98 98 104 106 107 107 108 108 108 113 114 114 115 115 115 117 118 119 120 121 122 124 125

4. PUESTA EN MARCHA Y MANTENIMIENTO DE LA INSTALACIÓN

126

4.1. CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA PUESTA EN MARCHA DE LA INSTALACIÓN. 4.2. NORMAS DE SEGURIDAD. 4.3. PUESTA EN MARCHA DE LA INSTALACIÓN. 4.4. PLAN DE MANTENIMIENTO ANUAL. 4.5. MANTENIMIENTO DEL GENERADOR. 4.5.1. Operaciones de mantenimiento a realizar por el usuario. 4.5.2. Operaciones de mantenimiento a realizar por el servicio técnico. 4.6. MANTENIMIENTO DEL ACUMULADOR. 4.6.1. Operaciones de mantenimiento a realizar por el usuario. 4.6.2. Operaciones de mantenimiento a realizar por el servicio técnico. 4.7. MANTENIMIENTO DE OTROS EQUIPOS DE LA INSTALACIÓN. 4.7.1. Operaciones de mantenimiento a realizar por el usuario.

126 127 128 129 130 130 132 134 135 137 138 138

4.7.2. Operaciones de mantenimiento a realizar por el servicio técnico. 4.8. MANTENIMIENTO DEL CABLEADO. 4.8.1. Operaciones de mantenimiento a realizar por el usuario. 4.8.2. Operaciones de mantenimiento a realizar por el servicio técnico. 4.9. MANTENIMIENTO DE LAS TOMAS DE TIERRA. 4.9.1. Operaciones de mantenimiento a realizar por el usuario. 4.9.2. Operaciones de mantenimiento a realizar por el servicio técnico. 5. DOCUMENTACIÓN DE LA INSTALACIÓN 5.1. ASPECTOS ECONÓMICOS. 5.1.1. Coste económico de una instalación de energía solar fotovoltaica. 5.1.2. SUBVENCIONES A LAS INSTALACIONES. 5.2. MANUAL DE INSTRUCCIONES. 5.2.1. Características de funcionamiento. 5.2.2. Instrucciones de uso. 5.2.3. Instrucciones de seguridad. 5.2.4. Instrucciones de mantenimiento. 5.3. CONTRATO DE MANTENIMIENTO. 5.4. GARANTÍA DE LA INSTALACIÓN. 5.4.1. Ámbito general de la garantía. 5.4.2. Plazos de garantía. 5.4.3. Condiciones económicas. 5.4.4. Anulación de la garantía. 5.4.5. Lugar y tiempo de la prestación. 5.5. RECEPCIÓN DE LA INSTALACIÓN.

139 140 140 141 142 142 143 143 144 144 145 146 147 147 148 148 149 150 150 150 151 151 151 152

1. Captación 1.1. Introducción. Existen dos fenómenos físicos, que permiten la conversión directa de la radiación solar en energía eléctrica, estos son: · El efecto termoeléctrico, en el cual la corriente eléctrica se produce a partir del calor de la radiación luminosa directamente. · El efecto fotoeléctrico, en el que la corriente eléctrica se produce a partir de la energía de la radiación electromagnética directamente. El primero de ellos se ha utilizado mucho en la industria, para aplicaciones muy diferentes de la producción de energía. Pero es un procedimiento que requiere una serie de condiciones, que han impedido su utilización generalizada en el campo energético, por lo que no profundizaremos en él. El segundo presenta ventajas claras dada su sencillez, modularidad y fiabilidad, por lo que su campo de aplicación se ha hecho muy amplio: desde la utilización en productos de consumo, como relojes y calculadoras, hasta la electrificación de viviendas aisladas o pequeñas comunidades de vecinos, el bombeo de agua, las señalizaciones terrestres y marítimas, las comunicaciones o el alumbrado público. La tecnología disponible en la actualidad hace que las instalaciones fotovoltaicas tengan un interés y una rentabilidad altos, especialmente en aquellos lugares alejados de la red eléctrica, de manera que, en muchos casos, constituyen la mejor opción en términos económicos, de operatividad y de suministro. En los siguientes apartados abordaremos las distintas maneras de utilizar el efecto fotoeléctrico, para la producción de energía eléctrica, en diversos tipos de instalaciones.

1.2. Tipos de instalaciones. Existen multitud de aplicaciones y formas de usar la energía solar fotovoltaica, por lo que indicar una única estructura tipo, para todas las instalaciones, es imposible. Las instalaciones de energía solar fotovoltaica se pueden dividir, según un esquema muy general, como se indica a continuación. Tipos de instalaciones solares fotovoltaicas - Instalaciones fotovoltaicas en el espacio. - Energía solar fotovoltaica, para suministrar energía a ingenios espaciales. - Instalaciones para producción en el espacio de energía eléctrica, para su consumo terrestre. - Instalaciones para producción lunar de energía eléctrica, para su consumo terrestre.

Instalaciones fotovoltaicas terrestres. - Las instalaciones aisladas de la red eléctrica. - Instalaciones de energía solar fotovoltaica, para iluminación de viviendas e instalaciones aisladas. - Instalaciones de energía solar fotovoltaica para bombeo de agua. - Instalaciones de energía solar fotovoltaica para aplicaciones agrarias diversas. - Instalaciones de energía solar fotovoltaica para instalaciones de comunicaciones, señalización y otros. - Vehículos experimentales. - Productos de consumo. - Protección catódica. - Sistemas mixtos o híbridos. - Sistemas con módulos flexibles. - Aplicaciones en países subdesarrollados. - Las instalaciones conectadas a la red eléctrica. - Instalaciones de energía solar fotovoltaica, para edificación bioclimática. - Centrales eléctricas fotovoltaicas. - Instalaciones de energía solar fotovoltaica en edificaciones, para suministro a la red eléctrica. - Instalaciones de energía solar fotovoltaica, para refuerzo en finales de línea. - Sistemas de concentración.

1.3. Instalaciones fotovoltaicas en el espacio. Las aplicaciones de la energía solar en el espacio tienen un papel muy importante en ciertas aplicaciones, y pueden llegar a tener un papel aún mayor.

1.3.1. Instalaciones para suministrar energía a ingenios espaciales. Se ha aplicado en todo tipo de instalaciones, como satélites de comunicaciones, meteorológicos, estaciones espaciales, etc., donde hasta ahora es insustituible. Este tipo de instalaciones tienen una estructura muy similar a la de cualquier instalación aislada, ya que necesitan captar y acumular energía para usarla en los momentos más desfavorables.

1.3.2. Instalaciones para producción en el espacio de energía eléctrica, para su consumo terrestre.

Este sistema y otros parecidos están en fase experimental, pero pueden tener un gran futuro, dada la creciente demanda de energía. Su funcionamiento consiste en desplegar en el espacio un gran sistema de captación de energía y un sistema de reenvió a tierra mediante microondas. Esto se realizaría mediante grandes satélites, situados en órbita geoestacionaria a la Tierra y a una altitud de 40.000 km. Los módulos situados en los satélites recibirían un promedio de ocho veces más luz solar de la que se recogería en la superficie terrestre. Estos módulos no serían afectados por las nubes, el polvo atmosférico o por el ciclo día-noche de la Tierra. El envío de miles de toneladas de módulos solares al espacio sería extremadamente caro. Sin embargo, puede haber una manera de reducir el área necesaria de los módulos, concentrando la luz solar. Un obstáculo a la concentración de luz solar es que el proceso genera mucho calor, que podría dañar los módulos si se alcanzan altas temperaturas. No obstante, existe la posibilidad de capturar este calor de desecho y convertirlo en electricidad a través de un proceso termoeléctrico. Otra posibilidad sería recubrir la superficie de los espejos y lentes con materiales especiales, que actúen de filtro, de manera que se puede reflejar la parte del espectro solar, que no es utilizado por los módulos fotovoltaicos, reduciendo el exceso de calor. Este procedimiento no necesitaría grandes sistemas de acumulación, ya que la mayor parte de la energía captada sería enviada fuera, para su utilización en ierra. Una posibilidad es la de convertir la energía solar almacenada en radiación por microondas y enviarla a la Tierra. Otra posibilidad es la utilización e rayos láser. El uso del láser eliminaría la mayoría de los problemas asociados a las microondas. Usando las tecnologías existentes actualmente, un sistema de producción de energía solar en el espacio podría general energía a un costo de 0,5 a 0,6 por Wh, incluyendo los costos de construcción del primer sistema. Se estima que, en unos 15 a 25 años, podría reducirse el coste a 0,05 a 0,08 por kWh. Un recio comparable con los precios actuales de otras fuentes de energía.

1.3.3. Instalaciones para la producción lunar de energía eléctrica, para su consumo terrestre. Este sistema está en fase experimental, pero puede tener un gran futuro, dada la creciente demanda de energía, su funcionamiento consiste en un gran istema de captación de energía y un sistema de reenvió a tierra mediante microondas. Este procedimiento no necesitaría grandes sistemas de cumulación, ya que la mayor parte de la energía captada sería enviada fuera, para su utilización en la Tierra. Sería una tecnología similar a la anterior.

1.4. Instalaciones fotovoltaicas terrestres. Las instalaciones terrestres de energía solar fotovoltaica se dividen, a su vez, en dos grandes grupos:

- Las instalaciones aisladas de la red eléctrica. - Las instalaciones conectadas a la red eléctrica.

1.4.1. Instalaciones aisladas de la red eléctrica. La mayoría de estas instalaciones tienen en común la necesidad de acumular la energía captada del sol, ya que, al estar aisladas de la red eléctrica, es necesario acumular la energía que se recibe en las horas de sol, para utilizarla en las horas nocturnas o en las que hay muy poca irradiación solar. No obstante, todas las instalaciones de energía solar fotovoltaica aisladas de la red eléctrica no tienen sistemas de acumulación de energía, ya que en algunos casos no los necesitan y en otros la acumulación no es estrictamente de energía, ya que se hace, por ejemplo, acumulando agua en un deposito. Este tipo de aplicaciones se puede dividir en seis grandes grupos, que mencionamos a continuación.

1.4.1.1. Instalaciones de energía solar fotovoltaica para iluminación de viviendas e instalaciones aisladas. En situaciones de aislamiento, la instalación de un generador solar fotovoltaico, presenta ventajas económicas frente a la extensión de la red eléctrica convencional. Este es el caso de viviendas aisladas de ocupación permanente o temporal, refugios de montaña, iluminación pública, iluminación y control de invernaderos, iluminación de granjas, sistemas de ordeño, sistemas de refrigeración de leche, electrificación de cercas, depuración de agua del mar, depuración de agua salobre, equipamiento de áreas recreativas, etc.

1.4.1.2. Instalaciones de energía solar fotovoltaica para bombeo de agua. La aplicación de los sistemas de bombeo fotovoltaico se centra en zonas rurales, atendiendo tanto al suministro de agua, para consumo e higiene humana, como a la utilización del agua en aplicaciones agrícolas y ganaderas. El rango de potencias cubierto por los sistemas fotovoltaicos se extiende desde unos cientos de vatios pico hasta varios cientos de kWp, siendo especialmente frecuente la utilización de sistemas con potencias pico dentro del rango de 400 Wp a 1.400 Wp, que permiten bombear agua a alturas sobre 5 m y 60 m del nivel de base y con volúmenes bombeados de agua menores que 75 m3/día. El sistema de control se encarga de mantener la presión necesaria para los goteros sin necesidad de instalaciones auxiliares.

Se obtienen 25.000 litros/hora y 4 kilos de presión. El agua se bombea desde 110 metros de profundidad con una bomba centrífuga de mercado. Originalmente la instalación funcionaba con un grupo electrógeno que obligaba a realizar mantenimiento casi a diario (gasoil, aceite, arranque / paro).

1.4.1.3. Instalaciones de energía solar fotovoltaica para aplicaciones agrarias diversas. Dentro de este grupo, hay diversas aplicaciones como pastores eléctricos o control de regadíos y en general cualquier tipo de equipo móvil o fijo que ecesite pequeña potencia. Los pastores eléctricos se utilizan para el control de ganado vacuno, ovino y bovino, así como en granjas de conejos. También se utilizan como sistemas de rotección contra jabalís, zorros y otros animales salvajes. Normalmente los pastores eléctricos utilizan panales de silicio amorfo, dado su bajo coste y su fácil manejo. Son sistemas muy sencillos en los que el módulo permanece plegado hasta el momento de la puesta en marcha, que se debe desplegar de forma que quede orientado al sol de mediodía. Su autonomía en ausencia de sol es de 300 horas en potencia baja y 120 en alta potencia, con la batería a plena carga. Normalmente disponen de controles del estado de la batería y del aislamiento de la cerca.

1.4.1.4. Instalaciones de energía solar fotovoltaica para instalaciones de comunicaciones, señalización y otros. Dentro de este grupo, podemos encontrar diversas aplicaciones, que tienen como característica común precisar de un bajo mantenimiento. Como ejemplo de este tipo de aplicaciones, podemos mencionar faros y boyas marinas, radiofaros y radiobalizas, sistemas de seguridad aérea, señalización de autopistas, teléfonos de urgencia de autopistas, sistemas de alarma, equipos de radio de vigilancia, señalización de plataformas petrolíferas, estaciones meteorológicas, protección frente a la corrosión de conductos y puentes, estaciones de medida medioambiental, redes de protección sísmica, telecontrol de redes de riego, control y operación remota de presas, repetidores y transmisores de radio y TV, radioteléfonos, telemetría, depuración de aguas, etc.

1.4.1.5. Vehículos experimentales. Existen diferentes prototipos de aviones, barcos y aviones movidos por energía solar. Todos ellos son puramente experimentales, pero no dejan de presentar un gran interés debido a su utilización como bancos de prueba para probar diversas tecnologías. Los automóviles solares son muy populares en algunos países como

EE.UU. o Australia y anualmente se celebran populares competiciones para comparar velocidad, alcance y prestaciones. En algunas universidades americanas se construyen diversos prototipos todos los años. El avión Helios es un avión experimental de la NASA, no tripulado y propulsado por energía solar, que fue diseñado para vigilar la parte alta de la atmósfera y con capacidad para permanecer allí durante meses. El Helios, que tiene una envergadura de alas de 130 metros y está dirigido por 14 hélices, estableció el récord de un avión en agosto del 2001 al alcanzar los 29.520 metros de altitud, una cifra tres veces superior a la altitud de crucero de los aviones comerciales. El proyecto Helios está considerado una alternativa potencial a los satélites puestos en órbita, con una gran variedad de posibles aplicaciones, entre ellas la toma de imágenes de la atmósfera de la Tierra y la vigilancia militar.

1.4.1.6. Productos de consumo. Los productos de consumo, que utilizan esta tecnología, son muy variados entre ellos podemos mencionar relojes, calculadoras, juguetes, etc. En este tipo de aplicaciones, las células solares han sustituido a las pilas convencionales y básicamente actúan igual que ellas, ya que su misión es suministrar una corriente continua al circuito electrónico que hace funcionar el objeto en cuestión. En este tipo de aplicaciones, en algunas ocasiones, el sistema tiene una estructura muy similar a la de cualquier instalación aislada, salvo por el tamaño de los diversos componentes. Pero, en la mayoría de los casos, el producto en cuestión no necesita sistemas de acumulación, con lo que se simplifica mucho.

1.4.1.7. Protección catódica. La protección catódica fotovoltaica se aplica fundamentalmente en la protección de puentes, instalaciones marinas, gasoductos y oleoductos. Cualquier metal enterrado bajo tierra o agua sufre los efectos de la corrosión. La protección catódica contra la corrosión se consigue aplicando una pequeña diferencia de potencial ente el metal y el suelo. La utilización de energía solar fotovoltaica en este tipo de aplicaciones es muy frecuente.

1.4.1.8. Sistemas mixtos o híbridos. Los sistemas híbridos son muy frecuentes debido a que, en instalaciones aisladas, la utilización de dos o más tecnologías renovables complementarias, de producción de energía, aumenta la fiabilidad y prestaciones de la instalación.

Las combinaciones más habituales son la de energía solar fotovoltaica y energía eólica, o energía solar fotovoltaica y la energía minihidráulica, aunque también se dan otras combinaciones.

1.4.1.9. Sistemas flexibles. Los sistemas flexibles consisten en sistemas cuyos módulos solares fotovoltaicos son flexibles y se adaptan a superficies irregulares. Normalmente, estos módulos tienen una base de material plástico, sobre la que se deposita una fina capa de material semiconductor. El material puede ser silicio dopado u otro material, de la gran variedad de materiales utilizables. La energía captada es tratada según las necesidades como en cualquier otro sistema. El Ejército de Estados Unidos está desarrollando tiendas de campaña y uniformes fabricados con módulos solares flexibles. Las razones son muy claras: - Dificulta la detección de sus soldados, al reducir las huellas logísticas del ejército, como restos de baterías, suministros de combustible, etc. - En la guerra moderna, la energía portátil para alimentar los equipos de comunicaciones es tan importante como la potencia de fuego y los hombres, por lo que operar con una fuente de energía portátil y muy fiable es una ventaja logística extraordinaria. - Las tiendas equipadas con módulos solares reducirían la necesidad de generadores alimentados con combustibles y disminuiría la "firma térmica", que los sensores enemigos utilizan para rastrear la ubicación de las tropas. - Las tiendas que empleasen módulos solares, fabricados con una delgada capa de silicio amorfo aplicada sobre plástico, podrían suministrar hasta 1 kW de potencia, suficiente para alimentar ventiladores, luces, radios u ordenadores. - Los módulos solares sobre tela plástica pueden realizarse en cualquier color, por lo que no se modificarían las condiciones necesarias de camuflaje. El utilizar materiales plásticos, como base para los módulos solares fotovoltaicos, tendrá como resultado un proceso de fabricación más rápido y barato, que el que se logra en las plantas de elaboración de módulos convencionales de silicio. Esta tecnología tiene miles de aplicaciones si se llega a fabricar a precios razonables, por ejemplo imaginemos que cuando vamos a la playa pudiéramos usar la sombrilla para alimentar un televisor.

Pero además, esta tecnología reduciría el costo de instalación de módulos solares en nuevos edificios, porque podrían ser aplicados como parte del techo, en lugar de instalarlos en un paso posterior. Además, multitud de aparatos de uso cotidiano podrían usarse sin tener que recargar frecuentemente las baterías, ya que bastaría que toda la superficie del dispositivo fuera un módulo solar y pudiera utilizarse para recargar las baterías.Todas estas tecnologías se encuentran en la fase de investigación, pero pueden ser técnicamente viables en muy pocos años. De hecho ya existen células solares sumamente flexibles y duraderas de CIGS (diselenidiuro de galio de indio cobrizo), un material que ha demostrado ser estable y duradero, incluso cuando está expuesto a la irradiación extrema en el espacio, por lo que se utiliza fundamentalmente en pequeños satélites, pero que puede llegar a aplicarse en otros tipos de equipos.

1.4.1.10. Aplicaciones en países subdesarrollados. Mención especial tienen estos sistemas instalados en países en vías de desarrollo, ya que en la mayoría de los casos, es la única alternativa de que disponen para acceder a la electricidad, que les permita, por ejemplo, obtener agua potable, o acondicionar hospitales, escuelas, etc. Además de jugar un papel muy importante en el suministro de medicamentos en áreas remotas, como las vacunas que son muy sensibles a las variaciones de temperatura y precisan de equipos de refrigeración adecuados.

1.4.2. Instalaciones conectadas a la red eléctrica. Este tipo de aplicaciones se puede dividir en tres grandes grupos:

1.4.2.1. Instalaciones de energía solar fotovoltaica para edificación bioclimática. En el caso de las viviendas, u otro tipo de instalaciones similares, que tienen su propio sistema de generación de energía eléctrica, mediante módulos solares fotovoltaicos y están conectadas a la red. En las horas de demanda de electricidad sin producción propia, la energía es tomada de la red eléctrica. Este tipo de aplicaciones tiene la ventaja de ser más barato que los sistemas totalmente autónomos y de presentar menos problemas a la hora de asegurar el suministro de energía eléctrica. Sin embargo reducen notablemente la dependencia energética del exterior y el impacto ambiental del consumo energético de las viviendas e instalaciones a las que se aplica.

1.4.2.2. Centrales eléctricas fotovoltaicas. Este tipo de centrales se caracteriza por disponer de un sistema de seguimiento del sol, en sus módulos solares y de verter, toda la energía eléctrica producida, a la red eléctrica. Este tipo de centrales no utilizan prácticamente nada de energía procedente de la red eléctrica, y su misión es producir energía eléctrica para consumo en otros lugares. La razón de que no se hayan desarrollado masivamente es su elevado coste y la necesidad de mejorar su rendimiento.

1.4.2.3. Instalaciones de energía solar fotovoltaica en edificaciones, para suministro a la red eléctrica. Este tipo de instalaciones son en realidad pequeñas centrales de producción. En España está muy primada económicamente la producción eléctrica, de este tipo de centrales, pero no se puede utilizar la energía eléctrica producida y verter a la red el sobrante, es necesario, por normativa, verter toda la producción a la red.

1.4.2.4. Instalaciones de energía solar fotovoltaica, para refuerzo en finales de línea. Este tipo de instalaciones es prácticamente idéntico al anterior, la diferencia fundamental es que se utilizan para mejorar el suministro energético en una zona final de la línea eléctrica, donde la tensión puede llegar debilitada y puede sufrir variaciones con frecuencia.

1.4.2.5. Sistemas de concentración. El siguiente sistema fotovoltaico de concentración tiene una potencia instalada de 480 kW. El sistema está instalado en las Islas Canarias y tiene una longitud de 84 m. Está combinado con otros sistemas fotovoltaicos de diferentes tipos.

1.5. Impacto ambiental de la energía solar fotovoltaica. La perspectiva economicista, de la energía solar fotovoltaica, olvida un hecho fundamental: el bajo impacto ambiental de esta tecnología al ser comparada con otras fuentes energéticas. Si a los costes estándar de otras fuentes energéticas, les sumamos los costes ambientales derivados y otros costes asociados, las diferencias económicas entre la energía solar fotovoltaica y las energías convencionales tienden a desaparecer.

El impacto medioambiental de las fuentes de energía incluye factores como daños a los bosques, por lluvia ácida, contaminación y calentamiento del planeta, por efecto invernadero, el impacto sobre la salud humana, animal y vegetal debido a accidentes, vertidos y escapes de sustancias peligrosas etc. El peso global de estos costes es más alto, evidentemente, en las energías convencionales que en las energías renovables. Vamos señalar en este apartado los efectos medioambientales de la energía solar fotovoltaica, para poder comparar esta fuente energética con las fuentes de energía convencionales. Como avance de los resultados de este análisis, podemos señalar que los impactos medioambientales de la energía solar fotovoltaica son ecológicamente asumibles, supuesto un correcto tratamiento o almacenaje de residuos y una correcta gestión del resto de los impactos ambientales. La adecuada y exigible gestión de los impactos medioambientales, de la energía solar fotovoltaica, convierten a esta fuente energética en uno de los medios de obtención de energía menos agresivos con el medioambiente. El consumo de agua, necesario para la operatividad de una instalación de energía solar fotovoltaica, resulta ser el más bajo en comparación con cualquier otro tipo de instalación de producción energética (sólo se precisa agua durante los procesos de producción de los componentes de los sistemas fotovoltaicos). Este punto es particularmente importante para nuestro país, que sufre sucesivos episodios de sequía. La generación de electricidad mediante energía solar fotovoltaica requiere la utilización de grandes superficies colectoras, y por tanto de una cantidad considerable de materiales para su construcción. La extracción, producción y transporte de estos materiales son los procesos que suponen un mayor impacto ambiental. La fabricación de un panel solar requiere también la utilización de materiales como aluminio (para los marcos), vidrio (como encapsulante), acero (para estructuras) etc., siendo estos componentes comunes con la industria convencional. El progresivo desarrollo de la tecnología de fabricación de estructuras y paneles solares, supondrá una reducción del impacto ambiental debido a estos conceptos. En la producción del panel solar se produce un gasto energético, que genera residuos, como partículas de NOx, SO2, CO2 etc. Esto se debe a que la energía, utilizada en la fabricación del panel solar, tiene su origen en la mezcla de fuentes energéticas convencionales del país de fabricación. Sin embargo, podemos afirmar que la emisión de estas sustancias debida a la fabricación de paneles solares es reducida, en comparación con la disminución en la emisión de sustancias de este tipo que supone la producción de electricidad por medios fotovoltaicos, en vez de con fuentes convencionales de energía. Un ejemplo de esto es que, la producción de la misma cantidad de potencia hora por año, en una moderna y eficiente central térmica de carbón, supone la emisión de 20 veces más de CO2, que si la producción de la misma cantidad de energía se realizara mediante módulos de silicio, fabricados en pequeña escala.

La producción de electricidad, mediante paneles solares de silicio, fabricados en gran escala, disminuye aún más la emisión de CO2, llegándose a reducir hasta cerca de 200 veces la cantidad de CO2 emitida respecto a una central térmica de carbón. La misma proporción, de entre 100 y 200 veces menos cantidad de residuos, se mantiene favorable a la energía solar fotovoltaica, cuando se comparan las emisiones de NOx y SO2, con las producidas por una central térmica de carbón. La obtención de silicio de grado metalúrgico es necesaria en grandes cantidades, para la industria del acero, una pequeña proporción de este material es la dedicada a la industria de semiconductores. Los inconvenientes de esta industria son: las emisiones de polvo de sílice, muy perjudicial para la salud; el uso de materiales tales como el xilano, en la purificación del silicio; y la utilización de pequeñas cantidades de compuestos tóxicos, tales como diborano y fosfina, en los procesos de dopado del silicio; la utilización agentes agresivos, tales como el ácido sulfúrico, en los procesos de fabricación de las células solares; y la utilización de grandes cantidades de energía, en la obtención dela células de silicio.. No obstante, los avances industriales, en la fabricación de paneles solares, en el sentido de reducir pérdidas de material, al cortar las obleas para la fabricación de células solares, supone, además de un beneficio económico, la reducción de energía necesaria y, por tanto, disminuir la emisión de contaminantes generados por la producción de la energía. Todos los compuestos y procesos indicados son utilizados en la industria metalúrgica y electrónica, de forma habitual, por lo que no constituyen un nuevo factor a considerar. En una futura producción masiva de células solares, deberá estar contemplado un correcto tratamiento de los residuos, tarea asumible al ser conocidos y estar implementados estos tratamientos, para grandes producciones en otros sectores, como la industria electrónica. Para el caso de las células con CdS y CdTe, se estima que se precisan menos de 200 kg. de compuestos de Cadmio, para producir 2 MW anuales de células solares, de esta tecnología. A efectos de comparación, hay que considerar que la producción mundial de Cd se sitúa en 20.000 Tm, correspondiéndole, por tanto, a la producción de células solares de esta tecnología, un impacto ambiental muy reducido. Para comparar podemos señalar que mientras las pilas de NiCd están constituidas por un 15% de su peso en Cd, 1kW de paneles solares contendrá Cd en forma de CdS y CdTe (nunca de Cd puro), representando menos de un 0,1% en peso. Al final de la vida útil de estos módulos, se pueden verter en depósitos controlados dado que, según normas de los EE.UU. y de la UE, estos paneles están considerados como un residuo no peligroso. Sin embargo es aconsejable utilizar los procesos de reciclado ya plenamente desarrollados, aunque no puestos en práctica. Otra tecnología, la de lámina delgada, denominada de células CIS, supone un contenido aún menor de Cd que en las células de CdTe, reduciendo su contenido en dos órdenes de magnitud respecto a estas. Otros impactos ambientales, de esta fuente energética, están relacionados con las infraestructuras necesarias para su funcionamiento. Quizás el factor más conocido y esgrimido, contra la energía solar fotovoltaica, es la ocupación de espacio, por parte

de los paneles solares no integrados en la arquitectura. Hay que añadir a esto la ocupación de terreno, debido a carreteras, líneas de transmisión instalaciones de acondicionamiento y almacenamiento de energía, subestaciones, etc. Estos factores afectarían, esencialmente, a las grandes centrales de energía solar fotovoltaica. Esta crítica surge de valoraciones interesadas, que no tienen en cuenta todos los factores implicados en la ocupación y destrucción de terrenos, para la producción de energía por métodos convencionales. Como ejemplo de la proporción de terreno ocupada por la energía solar fotovoltaica, podemos señalar que, una planta fotovoltaica, ocupa el mismo espacio por kWh producido que el embalse de Iguazú, a pesar de ser este uno de los embalses más compactos del mundo, y bastante menos que los embalses españoles. La energía solar fotovoltaica, también precisa una menor cantidad de terreno por kWh que las centrales de producción eléctrica mediante biomasa. En la siguiente tabla se presenta la cantidad de suelo ocupado (en m2), por las instalaciones de diferentes tecnologías energéticas, para la producción de 1 GWh de energía en 30 años. Espacio ocupado por diversas tecnologías energéticas. Tecnología Carbón Térmica solar Fotovoltaica Eólica Geotérmica

Espacio (m2/GWh en 30 años) 3.642 3,561 3.237 1.335 404

La degradación del suelo, la desertización y la polución del agua son consecuencia, en parte, del uso extensivo de energías de origen químico y orgánico. Por lo tanto, un mayor uso de energías renovables reduciría esta agresión al medioambiente. También existen fuentes contaminantes relacionadas con la producción de energía solar fotovoltaica, aunque no sean debidas a la producción de paneles solares. Esta contaminación proviene de la fabricación de equipos necesarios, como inversores, reguladores, estructuras de soporte, cables y acumuladores. Algunos de estos sistemas están presentes, necesariamente, en todas las instalaciones de energía solar fotovoltaica, pero otros no, por lo que el impacto ambiental dependerá del tipo de instalación considerada. El punto más delicado de los residuos es la eliminación de las baterías. El plomo, mercurio y cadmio son los metales más peligrosos utilizados en las baterías, sin embargo, todos los tipos de tecnología de baterías usan compuestos potencialmente peligrosos. El reciclado o la eliminación controlada son las únicas opciones, para reducir al mínimo los riesgos, mientras los metales pesados continúen siendo componentes esenciales de las baterías. En esta línea, la Dirección de Medio Ambiente de la Comisión Europea (DGXI), está estudiando, con los fabricantes de baterías europeos, una propuesta para prohibir la venta de baterías que contengan metales pesados desde el año 2008.

Adicionalmente, una directiva europea (98/101/EC, 22 dic. 1998), instigada por la industria, limita la comercialización de baterías que contengan mercurio desde el 1 de enero del año 2000. La DG-XI está estudiando también la recogida y reciclado de baterías industriales y de consumo. Sin embargo, iincluso países como Holanda y Suiza, que han llevado a la práctica programas de recogida de baterías desde hace diez años, no han conseguido tasas de recogida muy altas. Pero los planes de recogida satisfactorios solo han conducido a generar grandes depósitos de baterías, esperando sistemas de reciclado que sean operativos. En Europa, Japón y EE.UU., hay instalaciones de reciclado con amplia capacidad, pero sólo pueden recuperar el 80% del cadmio de las baterías. Hay algunos proyectos de demostración en esta línea, que están consiguiendo tasas más altas de recuperación de metales pesados de las baterías. En conclusión, la energía solar fotovoltaica resulta ser, al contrario que la mayoría de las energías convencionales, prácticamente inocua durante la fase de explotación. Durante la fase de fabricación ha de exigirse la correspondiente implementación de los métodos de control, almacenamiento o reciclado de residuos.

1.6. Tecnologías recomendables para la producción de energía eléctrica. El producir de energía eléctrica de origen solar tienes unos costes y unas limitaciones tecnológicas, que deben ser conocidas y valoradas. La situación está variando continuamente con la aparición de nuevas tecnologías y reducciones de costes. Pero de forma indicativa, y dado el estado del arte actual presentamos un cuadro, que recoge algunas de las principales tecnologías de producción de energía eléctrica, mediante sistemas solares, en función de la potencia de la instalación y de la irradiación anual incidente. Mediante el cuadro, podemos considerar cual puede ser la tecnología más apropiada de producción, en función de las necesidades. Diversas tecnologías solares de producción de electricidad. Radiación kWh/m2.año

Potencia

Aplicación

0 a 2500 0 W a 10W Sistemas micro fotovoltaicos (Juguetes, electrodomésticos, etc.) 600 a 2500 10 W a 110 W Sistemas fotovoltaicos aislados (comunicaciones, pequeño bombeo) 700 a 2500 110 W a 60 kW Sistemas fotovoltaicos aislados de gran tamaño 900 a 2500 1,1 kW a 70 kW Sistemas fotovoltaicos conectados a red de pequeño tamaño 1000 a 2500 70 kW a 1,4 MW Sistemas fotovoltaicos conectados a red de gran tamaño 1800 a 2500 10 kW a 1,1 MW Motores Stirling con concentración o centrales de concentración con espejo parabólico y caldera. 1800 a 2500 1,4 MW a 600 MW Torre solar de concentración de alta temperatura.

2. Componentes de la instalación solar fotovoltaica En esta lección hablaremos de los elementos que forman parte de una instalación solar fotovoltaica.

2.1. El generador solar fotovoltaico. Supongamos, por ejemplo, que en condiciones de irradiación solar de 1 kW/m2, una célula solar sencilla, de silicio monocristalino, en condiciones óptimas de trabajo, proporciona una potencia 28 mA/cm2 a una tensión de 0,5 Voltios, esto supone un rendimiento del 14%. Si varía la iluminación, la corriente proporcionada por la célula solar varía proporcionalmente, en tanto que la tensión se mantiene casi invariable. Es decir, una misma célula proporciona valores diferentes de potencia al variar la irradiación que recibe. Por este motivo, normalmente la potencia teórica de las células se mide en vatios-pico (Wp), que es la potencia que puede proporcionar la célula con una irradiación constante de 1.000 W/m2 y una temperatura de la célula de 25 ºC. En general las células tienen potencias nominales próximas a 1 Wp, lo que quiere decir que con una irradiación de 1.000 W/m2 proporcionan valores de tensión de unos 0,5 voltios y una corriente de unos dos amperios, para una superficie unitaria por célula solar de 75 cm2. Para obtener potencias utilizables, para aparatos de mediana potencia, hay que unir un cierto número de células, con la finalidad de obtener la tensión y la corriente requeridas. Para tener más tensión hay que conectar varias células en serie, es decir en fila como las pilas, y para obtener más corriente hay que unir varias filas en paralelo. Existe la posibilidad de aumentar la potencia aumentando la irradiación incidente. Para ello podemos usar diversas técnicas como son la concentración óptica, los concentradores parabólicos y los sistemas de seguimiento solar, en uno o dos ejes. La concentración tiene como problema básico la disminución del rendimiento de las células, cuando aumenta su temperatura, por lo que es necesario hallar modos de reducir el calentamiento de las mismas, lo que afecta desfavorablemente a los costes de las células. Existe otra tecnología y son las células bifaciales, capaces de recibir energía solar por ambas caras, cuyo funcionamiento es algo diferente al comentado para las células convencionales. Su ventaja radica en que puede aprovechar la importante cantidad de energía solar reflejada por la superficie terrestre, que en promedio es del 20% de la incidente. Si se pintan de blanco las zonas que rodean a la célula, esta cantidad puede alcanzar valores de hasta el 60%, con lo que se han obtenido rendimientos de hasta el 24 %, con células solares bifaciales.

Para tener más tensión hay que conectar varias células en serie, es decir en fila como las pilas, y para obtener más corriente hay que unir varias filas en paralelo. Por lo tanto, para obtener potencias utilizables para aparatos de mediana potencia, hay que unir un cierto número de células con la finalidad de obtener la tensión y la corriente requeridas. Esto es lo que precisamente es un módulo solar fotovoltaico. Un módulo solar está constituido por varias células iguales, conectadas eléctricamente entre sí en serie y paralelo, de forma que la tensión y la corriente suministrada por el módulo se ajusten al valor deseado.

Ejemplo. Disponemos de células salares que con una irradiación de 1.000 W/m2 proporcionan valores de tensión de unos 0,5 voltios y una corriente de unos dos amperios y deseamos saber cuantas necesitamos en serie y paralelo para tener un módulo que nos proporcione 18 voltios y que potencia pico nos proporcionarán estas células en serie. Número necesario de células en serie = 18 V / 0,5 V = 36 Corriente de las células en serie = 2 A Potencia pico de las células en serie = 18 V * 2 A = 36 W Todos los módulos que utilizan células de silicio tienen un comportamiento similar, debido a que el componente básico es el mismo. Antiguamente las células que se colocaban en los módulos tenían forma circular, los módulos modernos tienen celdas cuadradas o con las esquinas redondeadas. Esto permite que la superficie del módulo sea la mínima para un número dado de células, ya que el espacio entre ellas es prácticamente nulo, lo ue permite la realización de módulos más pequeños, baratos y con menor superficie expuesta al viento, para la misma potencia eléctrica. Además, el módulo contiene otros elementos que hacen posible la adecuada protección del conjunto frente a los agentes exteriores, aseguran una rigidez suficiente, posibilitan la sujeción a las estructuras que lo soportan y permiten la conexión eléctrica. Estos elementos son: - Cubierta exterior de vidrio muy resistente a los impactos, que debe proteger las células solares de los agentes meteorológicos y transmitir el máximo de la irradiación solar. - Cubierta posterior, que debe ser resistente a la intemperie, para proteger a las células frente a los agentes meteorológicos, y debe facilitar la refrigeración de las células. - Material encapsulante, situado entre las dos cubiertas. Su misión es envolver a las células y formar un cuerpo rígido entre las dos cubiertas, para dar rigidez al conjunto, y unirlas. Los matearles usados para esto son muy variados pero deben

tener algunas características básicas como son el no degradarse con la radiación solar ni oscurecerse, así como presentar un índice de refracción similar al del vidrio de la cubierta protectora, para evitar pérdidas de energía por reflexión de la luz. - Marco soporte que debe asegurar la rigidez, estanqueidad y posibilidad de sujeción a la estructura exterior del módulo, normalmente mediante perforaciones que permiten la colocación de tornillos de fijación. Los marcos suelen ser de aluminio o acero inoxidable, aunque pueden ser de otros materiales. Los detalles constructivos mecánicos de cada módulo varían con cada fabricante, pero en todos los casos cumplen las mismas funciones. - Cajas estancas de conexión para intemperie, con los bornes en su interior que permitan el enganche de los cables de potencia. El borne o terminal positivo está marcado con tiene el símbolo (+), o una marca de color rojo y el negativo tiene el símbolo (-), o una marca de color negro. En estas cajas estancas también podemos encontrar diodos de protección contra sobrecargas. - Cajas estancas para intemperie donde podemos encontrar otros elementos como sondas térmicas, para registrar la temperatura de los módulos, o sistemas de conexión de otros sensores como radiómetros o anemómetros. Los módulos fotovoltaicos pueden presentar una amplísima gama de formas, modelos y características de manera que, a parte de los que hemos mencionado anteriormente, que suelen ser los más habituales, puedan ser integrados arquitectónicamente en los inmuebles en los que se emplazan o utilizarse en aplicaciones específicas que requieran determinadas características para prevenir daños (diseños antivandálicos), condiciones corrosivas en el entorno (para módulos de utilización en ambientes marinos), o integración en equipos de consumo. Algunos autores a los módulos fotovoltaicos les denominan paneles y viceversa. Es una simple cuestión de terminológica, nosotros, para mantener una misma nomenclatura lo largo de todo el curso, llamaremos módulos a los elementos básicos formados por células, pero indivisibles desde un unto de vista estructural, que pueden formar parte de un panel. Así mismo denominaremos generador fotovoltaico al conjunto de paneles con sus elementos asociados imprescindibles para producir la energía eléctrica. Los paneles pueden estar constituidos por uno o varios módulos, dependiendo del tipo de panel.

2.1.1. Características de los módulos. Los módulos fotovoltaicos presentan características muy diversas en función del fabricante, tipo de material utilizado en su construcción, de su aplicación, etc. Pero en todos los casos hay determinados parámetros que debemos conocer, con el fin de evaluar el tipo de módulo que mejor se adapta a la aplicación de que se trate. Los parámetros de los módulos, están definidos para unas condiciones estándar de medida, que son un nivel de irradiación luminosa de 1 kW/m2, una temperatura ambiente de 25 ºC y una distribución espectral de la radiación incidente del tipo A.M. 1,5. Los parámetros mencionados son los siguientes:

- La intensidad de corriente de cortocircuito (ISC). Si se cortocircuitan los terminales del módulo la diferencia de potencial entre ellos es cero (V = 0) y a través del circuito circulará la intensidad de corriente máxima que se denomina intensidad de corriente de cortocircuito. A partir de la zona indicada, pequeños aumentos en el voltaje de salida ocasionan bruscas disminuciones en el valor de la corriente de salida. - La tensión en circuito abierto (VOC). Si se dejan los terminales del módulo en circuito abierto la intensidad que circula es cero (I = 0), y entre los terminales del módulo aparece una tensión máxima llamada tensión de circuito abierto. A partir de la zona indicada, pequeños aumentos en la corriente de salida ocasionan bruscas disminuciones en el valor del voltaje de salida. - Potencia de trabajo (P). Si se conecta una carga eléctrica entre los terminales del módulo, por la resistencia circulará una corriente I y los terminales presentarán una tensión V. Estas habrán de ser menores que los ISC y VOC definidos anteriormente. En estas circunstancias la potencia (P) que suministra el módulo viene dada por la ecuación P =I*V. Pero la potencia alcanza un valor máximo para unos determinados valores de I y V, esta potencia se denomina potencia máxima o potencia pico (Pmpp). El valor de la corriente en este punto se denomina corriente máxima (Impp) y la tensión correspondiente a este punto se denomina tensión máxima (Vmpp). La potencia máxima o potencia-pico, que se puede obtener de un módulo fotovoltaico para unas determinadas condiciones de irradiación solar, es un parámetro fundamental, ya que cuando obtenemos la potencia pico estamos logrando el mayor rendimiento posible del módulo. Evidentemente, la potencia de salida es 0 cuando el módulo se encuentra en circuito abierto o en cortocircuito, ya que la corriente o el voltaje de salida es 0. Por lo que, si la salida de un módulo es cortocircuitada, éste no sufre daño alguno, debido a que no se consume potencia y por tanto tampoco hay producción o consumo de energía. A continuación podemos observar la curva I-V de un módulo solar fotovoltaico, que es la que mejor determina su comportamiento y características eléctricas. Suele ser habitual que los fabricantes incluyan en sus catálogos las curvas I-V de un módulo para diferentes niveles de iluminación o temperatura, debido a las grandes variaciones de los diferentes parámetros. Otras características importantes a considerar en los módulos son: - El tipo de material utilizado en su construcción: monocristalino, policristalino o amorfo. Que define el rendimiento del módulo como ya se ha indicado, pero que también condiciona su precio. - La tensión de salida del módulo que puede ser de 12, 24 o 48 V. Ya que esto condiciona algunos de los elementos de la instalación. - La superficie del módulo que puede variar entre 0,1 y 0,5 m2. Ya que esto condiciona los sistemas de soporte y el espacio necesario para su instalación. - El número de células por módulo, que suele oscilar entre 28 y 40 para los módulos convencionales. El número de células colocadas en serie afecta

principalmente al voltaje puesto que cada una de ellas produce alrededor de 0,5 V. Los módulos solares fotovoltaicos se diseñan para trabajar a una tensión nominal que, en las condiciones de iluminación y temperatura más frecuentes, coincida con el valor de Vmpp. De manera que, para el caso más desfavorable, disponga del número mínimo de células que garantice la carga efectiva del acumulador. No obstante, lo más frecuente es disponer de módulos de 36 células colocadas en serie, de manera que disponemos de una tensión Vmpp de salida de 18 voltios, suficiente para producir la carga de las baterías del acumulador. Hay dos parámetros, la irradiación solar y la temperatura de las células solares, que afectan de forma significativa al funcionamiento de los módulos fotovoltaicos. - La irradiación solar. La intensidad de la corriente eléctrica producida por el módulo aumenta con la irradiación, permaneciendo más o menos constante el voltaje. Es importante conocer este efecto, ya que los valores de la irradiación cambian a lo largo de todo el día, en función de la elevación del sol, por lo que es importante la correcta orientación de los módulos. En algunas instalaciones existe la posibilidad de cambiar su posición de los módulos a lo largo del día de manera que sigan el movimiento del sol y así obtener un mayor rendimiento. - La temperatura de las células solares. La exposición al sol de las células provoca su calentamiento, y con el aumento de su temperatura la tensión generada por los módulos es menor, por lo que es recomendable montar los módulos de tal manera que estén bien aireados o, en algunas circunstancias, refrigerarlos para aumentar su rendimiento. Este factor condiciona enormemente el diseño de los sistemas de concentración, ya que las temperaturas que se alcanzan son muy elevadas, por lo que las células deben estar diseñadas para trabajar en ese rango de temperaturas o bien contar con sistemas adecuados para la disipación del calor.

2.1.2. Influencia de la irradiación en los módulos. La cantidad de irradiación afecta fundamentalmente a la corriente eléctrica. Además, la afecta de forma directamente proporcional, es decir, a mayor irradiación mayor corriente. La ecuación que relaciona corriente eléctrica e irradiación solar viene dada por la ecuación siguiente: ISC2 = ISC1 * E2 / E1 Donde: ISC2 es la intensidad de corriente de cortocircuito en la situación 2; ISC1 es la intensidad de corriente de cortocircuito en la situación 1; E2 es la energía de la irradiación solar en la situación 2; y E1 es la energía de la irradiación solar en la situación 1. Analizando la ecuación podemos observar que a menor irradiación en la situación 2 (E2), la corriente eléctrica es menor y viceversa. Esta ecuación se cumple para una circunstancia en la que la temperatura permanece constante, como luego veremos, al variar la temperatura varía también la corriente eléctrica.

Ejemplo. Con una intensidad de corriente de cortocircuito de 0,6 A cuando la irradiancia es de 200 W/m2, calcula la corriente de cortocircuito cuando la irradiancia es de 600 W/m2. ISC2 = ISC1 * E2 / E1 ISC2 = 0,6 A * 600 W/m2 / 200 W/m2 = 1,8 A

2.1.3. Influencia de la temperatura en los módulos. Como el ingeniero D. Héctor L. Gasquet (El Paso, Texas) indica, en su excelente trabajo sobre la energía solar fotovoltaica: “La corriente de cortocircuito como el voltaje en circuito abierto, se ven afectados por la temperatura de trabajo, pero el tipo de variación, así como su magnitud porcentual, son distintos para estos dos parámetros. Si tomamos como referencia los valores a 25 ºC, la corriente de cortocircuito aumenta moderadamente (+ 1,6% a 50 ºC; + 3,3% a 75 ºC), mientras que el voltaje a circuito abierto disminuye sensiblemente (- 9,5% a 50 ºC; - 16,7% a 75 ºC)”. Cuando la temperatura de trabajo es menor que 25 ºC, el voltaje en circuito abierto crece, y la corriente de cortocircuito disminuye. Debido a la disminución del voltaje con la temperatura, los fabricantes tratan de ofrecer un voltaje de circuito abierto muy alto para una temperatura de 25 ºC, de manera que el incremento en la temperatura de trabajo no impida el proceso de carga de las baterías, a pesar de la disminución del voltaje de salida. Lo normal, debido a la disipación de calor dentro de las células del módulo y a la irradiación luminosa que incide sobre los módulos, salvo en climas muy fríos, es que la temperatura de trabajo exceda los 25 ºC. Por lo que la potencia de salida disminuye con respecto a la teórica a 25 ºC, especificado por los fabricantes. El diseño de un sistema fotovoltaico debe tener en cuenta esta disminución de la potencia de salida del módulo, para asegurarnos que las necesidades de la carga para la que hemos diseñado la instalación son satisfechas durante los días más calurosos del verano. En el caso de que la temperatura del módulo sea inferior a 25 ºC no consideraremos que haya una pérdida de potencia de salida. Pero en el caso de que exceda los 25 ºC deberemos calcular las pérdidas, para ello utilizaremos el sistema descrito a continuación. Los resultados experimentales demuestran que la mayoría de los módulos, realizados con células de silicio e independientemente del tipo de material utilizado (monocristalino, policristalino o amorfo), pierden entre el 0,7% y 0,9% de potencia

por ºC que aumenta su temperatura. Sin embargo hay módulos no siguen esta regla y tienen pérdidas de potencia inferiores, que oscilan entre el 0,05% y el 0,3%. Normalmente esta es una información que indican los fabricantes en las características técnicas de sus módulos, en caso de no disponer de ella, para los cálculos prácticos, tomaremos un coeficiente de pérdida de la potencia de salida del 0,6%/ ºC, para cada grado por encima de los 25 ºC. El valor de esta pérdida de rendimiento del generador varía mucho con los días del año, en invierno la temperatura ambiente es más baja y la irradiación incidente también, por lo que las pérdidas son menores, sin embargo en verano pasa lo contrario. Lo que nos lleva a que el cálculo deberá realizarse en función del uso de la instalación. En instalaciones que funcionan todo el año es recomendable utilizar como promedio la irradiación y temperatura del equinoccio de primavera. Para los cálculos prácticos, en el caso de que no podamos calcular la temperatura del módulo, tomaremos la temperatura de trabajo como 20 ºC por encima de la temperatura ambiente.

Ejemplo. Disponemos en pleno verano de un módulo solar de 20 Wp a una temperatura ambiente de 38 ºC, y vamos a calcular sus pérdidas de potencia. Temperatura de trabajo = 38 ºC + 20 ºC = 58 ºC Perdida de potencia = 0,06 W/ºC * (58 – 25) ºC = 1,98 W Potencia final = 20 Wp – 1,98 W = 18,02 Wp

2.1.4. Condiciones de medida de los módulos. Dado que la curva característica del módulo fotovoltaico cambia con las condiciones ambientales, es necesario definir una serie de condiciones de medida para poder contrastar los valores de distintos fabricantes y extrapolar a partir de ellas a otras condiciones deseadas. Hay dos condiciones de medida básicas indicadas en los manuales de características técnicas suministrados por los fabricantes: las condiciones estándar de medida y las condiciones nominales de operación. Normalmente las características técnicas de los módulos vienen definidos en estas dos condiciones, ya que los módulos fotovoltaicos solo alcanzan un nivel de irradiación de 1.000 W/m2 algunos días del verano al mediodía y además los módulos adquieren normalmente temperaturas de operación mayores de 25 ºC. Por lo que parece conveniente utilizar condiciones de medida mucho más realistas.

2.1.4.1. Condiciones estándar de medida. Irradiación: 1.000 W/m2 Distribución espectral: AM 1.5 Incidencia de la irradiación: Normal Temperatura del módulo: 25 ºC Velocidad del viento: 0 m/s Temperatura ambiente: 25 ºC En estas condiciones de irradiación 1.000 W/m2, podemos decir que el panel solar recibe un “sol” de irradiación. Esta unidad se emplea muy habitualmente entre los profesionales del sector, para simplificar las referencias a la cantidad de irradiación recibida por un panel.

2.1.4.2. Condiciones Nominales de Operación (CNO). Irradiación: 800 W/m2 Distribución espectral: AM 1.5 Incidencia de la irradiación: Normal Temperatura del módulo: TONC Velocidad del viento: 1 m/s Temperatura ambiente: 20 ºC La TONC se define como la temperatura de operación nominal de la célula, y representa la temperatura que alcanzarían las células solares para un nivel de irradiación de 800 W/m2, temperatura ambiente de 20 ºC, velocidad del viento de 1 m/s e incidencia normal de la radiación. Normalmente el valor de la TONC también viene incluido en las hojas de características técnicas de los módulos, y para un módulo de silicio monocristalino suele estar en torno a los 47 ºC.

2.1.5. Vida de los módulos fotovoltaicos. Es común que se indique una vida de los paneles solares cercana a los 20 años, pero este es un planteamiento muy optimista. Es cierto que los paneles siguen produciendo energía después de 20 años de vida, la cuestión es ¿cuánto se han degradado los paneles en esos 20 años? y ¿cuanto es el tiempo razonable para tenerlos operativos? Se han realizado múltiples estudios de la vida de los paneles solares, especialmente en los sistemas instalados en satélites, ya que en ellos tienen una importancia fundamental este factor y dado su coste es necesario tener unas previsiones muy claras de la vida real del sistema.

En los estudios realizados en satélites se ha demostrado que la degradación en potencia de las células solares instaladas en ellos es del orden del 4% anual, siendo en algunos casos de casi el 8%. Aunque estas células son de mucha mejor calidad que las utilizadas en tierra, también es cierto que están sometidas a unas condiciones extremas que las dañan en mucho menos tiempo. Estudios realizados en Argentina en los años 80 demostraban degradaciones del 10% anual, lo que representa una degradación acumulada del 87% en 20 años, lo que haría inútil la instalación. Hoy día hay instalaciones funcionando con 30 años de antigüedad, que los más optimistas afirman que se han degradado solamente a un ritmo del 1% anual, lo cual significaría que en 20 años solo se han degradado el 18%, análisis poco creíble. De hecho las compañías llegan a garantizar que los módulos siguen suministrando energía en 25 años pero no se comprometen a indicar en que cantidad. Teniendo en cuenta las mejoras en la tecnología de las células solares y en la aplicación de nuevos materiales, es posible lograr células solares con un nivel de degradación en potencia del 1% anual, o lo que es lo mismo del 18,5% en 20 años. No obstante los fabricantes estiman que se pueden lograr células solares con un nivel de degradación en potencia del 0,6% anual, o lo que es lo mismo del 11,5% en 20 años, lo que es muy bajo. En el ámbito terrestre, con las tecnologías actuales, en ningún caso estaremos con niveles de degradación de la potencia inferior al 1% anual, lo que representa un 18,5% en 20 años, para células de silicio monocristalino y policristalino. Para módulos de silicio amorfo no estaremos en ningún caso por debajo de un 6% de degradación anual en potencia, lo que representa un 70% en 20 años, prácticamente inutilizables. Estos valores son los garantizados por los principales fabricantes, por lo que debemos considerarlos como bastante realistas. Este hecho es muy importante ya que debemos de considerar que nuestra instalación ha de tener una dimensión, como mínimo, un 20% mayor del tamaño teórico, para funcionar eficientemente durante 20 años.

2.1.6. Elección del tipo de módulo a utilizar. Evidentemente no es lo mismo necesitar un módulo para producir energía en el espacio, para aplicar a una calculadora, para una central de producción o para integrar en la ventana de un edificio. En función de esto se definirá una primera gama de módulos utilizables, posteriormente deberemos tener en cuenta otras consideraciones. En el caso de que estemos realizando una instalación “sencilla”, con módulos convencionales para producir energía, ya sea para verter a red o para instalaciones aisladas, debemos considerar que:

- Los requerimientos eléctricos de cualquier carga se pueden conseguir independientemente del tipo de módulo utilizado. - A igualdad de características eléctricas, un módulo policristalino es más económico que uno monocristalino o amorfo. En una instalación pequeña la variación de precio puede no ser demasiado importante, en una grande se notará una diferencia de precio importante. Aunque la vida y prestaciones del módulo monocristalino sean mayores. - A igualdad de características eléctricas, un módulo policristalino es algo mayor, que uno monocristalino. El espacio disponible también condicionará en este caso la elección de un tipo de módulo u otro. - Los módulos amorfos tienen una vida inferior a los módulos policristalino o monocristalinos, pero son más fáciles de adaptar a algunas aplicaciones especiales. - El coste anual de mantenimiento de la instalación es básicamente el mismo, independientemente del módulo utilizado. - La vida de la instalación condiciona el tipo de panel, hay que tener en cuenta que un panel monocristalino tiene una vida mayor que uno policristalino y mucho mayor que uno amorfo. En todos los casos, una idea fundamental, a tener en cuenta en la elección del módulo fotovoltaico, es el obtener un balance equilibrado entre la energía generada, el precio del generador, el espacio disponible para situarlo y la vida del generador. Este equilibrio deberá mantenerse en las condiciones de trabajo más desfavorables que sea posible prever.

2.1.7. Montaje del generador fotovoltaico. El montaje del generador fotovoltaico, también llamado campo fotovoltaico o campo de paneles fotovoltaicos, lleva dos fases fundamentales que son el montaje de los paneles y su conexionado.

2.1.7.1. Montaje de los paneles. El montaje de los paneles pasa por la colocación de los módulos fotovoltaicos en sus estructuras de soporte para formar los paneles. El proceso para realizarlo dependerá, evidentemente, de las características de la instalación y del soporte de los paneles. Para realizar estas labores es recomendable tener en cuenta algunas cuestiones: - La unión de un determinado número de módulos para formar los paneles se debe realizar por medio de perfiles metálicos, que deben formar una estructura rígida, a la que se atornillan los módulos mediante los taladros dispuestos en ellos por el fabricante.

- Se debe evitar la realización de nuevos taladros, ya que esto supondría la pérdida del tratamiento superficial del marco de aluminio, que lo protege de la intemperie. - También se debe evitar la realización de taladros o la utilización de herramienta inadecuada en el montaje para evitar producir daños irreparables en el módulo como la rotura de conexiones eléctricas o del cristal de protección. - El contacto de dos metales distintos, como el aluminio del marco del módulo y el acero de la estructura de soporte o los tornillos de fijación, induce la aparición de un par galvánico, que producirá inevitablemente la corrosión de los metales, especialmente del aluminio por lo que debe evitarse. - Al manejar los módulos es necesario manejarlos con mucho cuidado, evitando que se deterioren al apoyarlos sobre el suelo o al moverlos sobre el soporte.

2.1.7.2. Soporte de los paneles. Es un elemento auxiliar del generador solar fotovoltaico fundamental, ya que debe asegurar su correcta y segura fijación. Para las aplicaciones más habituales y de forma muy general, podemos decir que el lugar de colocación de los paneles fotovoltaicos y el tipo de soporte utilizado dependerá de diversos factores como son: - El tipo de instalación. - El lugar de instalación. - El coste de la instalación. - El tipo de módulo utilizado. - El número de módulos por panel. - El espacio disponible para colocar los paneles. - La posibilidad de integración en elementos ya construidos. - La distribución e inclinación del espacio. - Las sombras que puedan recibir los paneles. Todos estos elementos condicionarán en mayor o menor medida el lugar donde serán colocados los paneles. De forma general, los paneles pueden ser colocados en: - El suelo. Presenta las ventajas de accesibilidad y facilidad de montaje, pero presenta las desventajas de ser más fácil su rotura por animales o personas y ser más fácil su robo, por lo que en algunas instalaciones aisladas se coloca los paneles muy elevados del suelo. - En poste. Tiene las ventajas de que se evita su posible rotura por animales o personas y se dificulta su robo, pero es más complicada su instalación. - La pared. Presenta la ventaja de no requerir un espacio adicional para colocar los paneles, sin embargo puede presentar los inconvenientes de no tener una orientación adecuada o someterlos a sombras parciales. - El tejado. Tiene la ventaja de no requerir ni espacio adicional, pero tiene los inconvenientes de resultar más difícil encontrar la orientación adecuada y ser frecuente la aparición de sombras parciales sobre los paneles.

Dada la gran variedad de posibles aplicaciones e instalaciones, existen numerosas variantes mecánicas para cualquier posible ubicación. De una forma general, y dependiendo de sus características, podemos dividir los oportes en: - Soportes fijos. Diseñados para ser anclados directamente al suelo, al techo de una casa o a un poste. Tienen la ventaja de su simplicidad, lo que los hace muy baratos, pero tienen la desventaja de no poder ajustarse a las condiciones particulares que establece cada instalación. Tienen un mayor uso en aplicaciones de poco consumo como repetidores de teléfono o luces de emergencia. - Soportes ajustables. Diseñados para hacer posible el ajuste manual de los ángulos de inclinación óptimos. Existen modelos que cuentan con dos o tres posiciones, permitiendo al usuario variar la inclinación del generador según la estación, pero no se suelen ajustar más que en la instalación inicial ya que los soportes no suelen ser fácilmente accesibles. Tienen la ventaja de obtener un mayor rendimiento de la instalación, pese a resultar más caros. Son los sistemas con una mayor gama de aplicaciones posibles. - Soportes con seguimiento. Estos soportes son sistemas móviles que permiten seguir la trayectoria del sol en uno o dos ejes. Tienen la ventaja de que permiten aprovechar al máximo la irradiación solar incidente, pero tienen la desventaja de un elevado coste. Se emplean en grandes instalaciones donde el coste de los sistemas de seguimiento puede ser amortizados con cierta rapidez. Las técnicas empleadas en estos sistemas son muy variadas y de gran interés, por lo que las ampliaremos posteriormente. En cualquier caso los soportes de los paneles deben de cumplir con una serie de requisitos que aseguren su fiabilidad, durabilidad y el correcto funcionamiento de los paneles: - Han de ser resistentes a los agentes atmosféricos, especialmente a la lluvia, nieve y viento, por lo que los materiales utilizados deben presentar una gran resistencia mecánica. - Han de ser resistentes a la corrosión y la oxidación, por lo que los materiales de que están construidos deben estar tratados convenientemente para evitar estos fenómenos, mediante anodizados, galvanizados o tratamientos adecuados al material utilizado en su construcción. - Deben de disponer de los taladros o sistemas de fijación adecuados al tipo de panel o módulo que se va a utilizar. - Los paneles deben estar fijados sobre los soportes con tortillería adecuada para evitar pares galvánicos y corrosiones. - Todas las partes metálicas de soporte del panel y de los módulos deben estar convenientemente puestas a tierra, a través de las protecciones convenientes.

- Deben permitir de una orientación e inclinación lo más adecuadas posible para proporcionar el máximo de energía a lo largo de todo el año. - Deben estar correctamente anclados a los elementos constructivos o a las cimentaciones especialmente preparadas para ello. - Deben estar diseñados para evitar el sombreado que puede producir una hilera de paneles sobre otra posterior o un objeto sobre cualquier panel.

2.1.7.3. Conectado de los paneles. El conexionado eléctrico de los módulos fotovoltaicos en cada panel y el conexionado entre paneles para formar el generador fotovoltaico se debe realizar una vez montados los módulos formando los paneles y estos montados en sus soportes, de esta manera se evitan daños y accidentes a los módulos por tirones o enganches. Para realizar correctamente el conexionado se deben seguir algunas normas básicas de cara a realizarlo correctamente y que no se produzcan averías en el tiempo que dure la vida del generador. - El cableado entre los módulos de un panel debe realizarse siempre utilizando las cajas de conexiones instaladas por el fabricante en cada uno de ellos. - El cableado entre módulos puede ser rígido o flexible. El cableado rígido es más resistente pero más costoso de montar y dificulta en cierta medida el mantenimiento y, por lo tanto, es más común el cableado flexible. Hay dos formas de realizar el cableado flexible: el cable de manguera y el cableado en tubo para intemperie flexible. El utilizar un tipo u otro depende fundamentalmente del tipo de caja de conexión de que van dotados los módulos. - Para aumentar el rendimiento, la fiabilidad del sistema fotovoltaico y evitar situaciones de riesgo, el tipo de cableado utilizado debe ser resistente a la luz solar, estar aislados de la intemperie y ser resistente a la humedad. - El cableado utilizado debe adaptarse perfectamente a los prensaestopas o sistemas pasacables de que esté dotada la caja de conexiones. - Las cajas principales de conexión, que permiten conectar diversos paneles en serie y/o en paralelo, se deben situar en zonas de fácil acceso para facilitar el mantenimiento de la instalación. - Las cajas principales de conexión deben disponer de espacio suficiente y para colocar los elementos utilizados en el circuito del generador, como son los diodos de bloqueo, los varistores, los fusibles, los interruptores magnetotérmicos de las diferentes ramas. - La conexión entre paneles y de estos con las cajas de conexión se debe realizar con cables enterrados en una zanja de al menos 40 cm de

profundidad para evitar que puedan ser dañados por cualquier máquina o animal. Estos cables deben llevar un revestimiento de combustión lenta, resistente a la humedad, a la corrosión y a los hongos.

2.1.8. Protecciones del generador. El generador debe incorporar una serie de protecciones que garanticen su correcto funcionamiento incluso en condiciones de deterioro de alguno de sus elementos, sombreado o descargas eléctricas que le pudieran suceder. Para ello utilizamos los siguientes elementos: - Diodos de paso. - Diodos de bloqueo. - Protecciones contra sobretensiones

2.1.8.1. Diodos de paso. Los diodos de paso se colocan en los módulos fotovoltaicos en paralelo con grupos de células en serie, para impedir que todos los elementos de la serie se descarguen sobre una célula que no funciona como las demás, como consecuencia de una iluminación no uniforme, la presencia de sombras, defectos de fabricación de la célula o averías. Vamos a estudiar como actúanlos diodos de paso como elemento de protección en los módulos fotovoltaicos, para lo que debemos observar las siguientes figuras. Los diodos de paso se conectan con polaridad opuesta a la de la serie de células que debe inhabilitar en el caso de que alguna de ellas falle, de manera que si las células trabajan correctamente, por el diodo no pasa corriente. Ya que si las células son de silicio, y por tanto cada célula aporta 0,5 V, en el caso de la figura cada diodo “ve” una polarización inversa de 9 V. Pero en el caso de que una de las células de la serie no trabaje correctamente el diodo “ve” invertida la polaridad a que es sometido, por lo que en esta nueva situación el diodo conduce casi libremente, ofreciendo una camino fácil para el paso de la corriente eléctrica generada por la otra serie de células. Esto es fundamental para la protección del módulo ya que la célula dañada o sombreada actúa como una carga en lugar de cómo un generador, de manera que consume energía y se calienta, produciendo lo que se denomina un punto caliente. Este punto caliente puede dañar gravemente el módulo si alcanza una temperatura excesiva, a parte de la energía que consume innecesariamente.

En el caso de que fallase una sola célula sólo se inhabilitarían células de la misma serie, por lo que dependiendo del número de células que haya en cada serie cubierta por un diodo se limitara la potencia pérdida y el calentamiento de dicha célula. La mayoría de los de los módulos constan de 36 células, para obtener un voltaje máximo de salida de 18 V. En la figura anterior una forma posible de conectar dos diodos en la caja o cajas de conexiones, uno sobre cada 18 células. En caso de que una serie no funcionase correctamente, la corriente pasaría por el diodo y permitiría a la otra serie de 18 células seguir trabajando correctamente. Los diodos de paso deben ser capaces de soportar los valores de corriente y voltaje que pueden circular por ellos sin dañarse, por lo que deben soportar como norma dos veces la corriente de cortocircuito (Isc), que circula por la serie de células, y dos veces el voltaje final de la serie de células. Pero como estos datos no son conocidos por el fabricante, como precaución, se suelen emplear diodos que soportan dos veces la corriente de cortocircuito del generador y dos veces su voltaje. Por lo que, como medida general, se suelen utilizar diodos que soportan en torno a los 600 V y corrientes de 14 A, aunque no sea estrictamente necesario.

2.1.8.2. Diodos de bloqueo. Cuando un sistema fotovoltaico utiliza un acumulador de baterías se deben colocar los diodos de bloqueo para: - Impedir las corrientes inversas desde el acumulador hacia el generador durante la noche o durante periodos de baja insolación. - Impedir las corrientes inversas desde las series de módulos que funcionan correctamente hacia las series sombreadas o deterioradas. En los sistemas fotovoltaicos, que emplean acumuladores de baterías, es posible que el acumulador se descargue durante la noche o durante periodos de baja insolación a través del generador. Este fenómeno se produce porque durante la noche la batería mantiene un voltaje superior al del generador por lo que se produce un retorno de dicha corriente eléctrica, evidentemente, en sentido opuesto al que lleva la corriente cuando se produce la carga del generador. Para evitar este proceso se emplean diodos de bloqueo, conectados en serie entre el generador fotovoltaico y el acumulador, lo que impide esta descarga indeseada. En la figura anterior podemos observar esta colocación. Cuando se conectan en paralelo varias series de módulos fotovoltaicos, puede suceder que se produzcan corrientes inversas desde las series de módulos que funcionan correctamente hacia las series sombreadas o deterioradas. Los mismos diodos de bloqueo conectados en serie con cada uno de los grupos de módulos fotovoltaicos, para impedir las corrientes inversas desde el acumulador hacia el generador, sirven para estas corrientes entre series de módulos. Lo que sirve como elemento de protección del generador.

Los diodos de bloqueo deben ser capaces de soportar los valores de corriente y voltaje que pueden circular por ellos sin dañarse, por lo que deben soportar como norma dos veces la corriente de cortocircuito, que circula por la serie de módulos, y dos veces el voltaje final de la serie de módulos, que suele coincidir con el voltaje del generador. Pero como este voltaje no es conocido por el fabricante, como precaución, se suelen emplear diodos que soportan valores muy altos de voltaje, en torno a los 600 V y corrientes de 14 A. Los diodos producen una caída de tensión de entre 0,4 y 0,7 V, por lo que en sistemas que trabajen a 12 V puede ser un porcentaje importante, que debe ser tenido en cuenta, mientras que si trabajamos a tensiones mucho mayores casi no influye en el resultado final.

2.1.8.3. Protecciones contra sobretensiones Las sobretensiones suelen ser producidas por la caída de un rayo sobre nuestro generador fotovoltaico. Los efectos de un rayo pueden alcanzar hasta un km. de distancia y pueden inducir corrientes parásitas en los elementos metálicos altamente destructivas, debido a su elevado potencial. Los defectos de aislamiento en los conductores y estructuras de soporte de nuestros módulos fotovoltaicos pueden agravar el problema, por lo que se debe de cumplir estrictamente la normativa de aislamiento en las instalaciones eléctricas, recogida en el reglamento de baja tensión. En las instalaciones situadas a la intemperie el efecto de los animales, la degradación de los materiales aislantes por la acción del ambiente o los defectos en los materiales utilizados pueden provocar una pérdida de aislamiento, lo que puede implicar mayores riesgo de accidente eléctrico y posibilidades de daños a las personas, lo que implica también un estricto seguimiento de las normas de aislamiento eléctrico y de materiales a utilizar. Para proteger los equipos y el personal se deben utilizar, a parte de las tomas a tierra, interruptores magnetotérmicos, varistores y fusibles, que se explicarán a continuación.

2.1.8.4. Toma a tierra. Todas las superficies metálicas y el armazón del conjunto, que pudieran ser tocadas por el personal o que pudieran transmitir el pulso eléctrico inducido por el rayo y que pudieran afectar a nuestra instalación, deben estar conectadas a tierra mediante los sistemas normalizados para tal efecto. En los sistemas de paneles dotados de estructuras metálicas conectadas a tierra, las posibilidades de que un rayo produzca una corriente parásita en los conductores es la mitad que en una instalación sin este tipo de estructura.

La toma a tierra es en realidad un camino de poca resistencia a cualquier corriente de fuga para que cierre el circuito "a tierra" en lugar de pasar a través del usuario o del equipo que protege. Consiste una pieza metálica enterrada en una mezcla especial de sales y conectada a la instalación eléctrica a través de un cable. En las instalaciones domésticas el hilo de tierra se identifica por ser su aislante de color verde y amarillo. Hay que tener un especial cuidado en las tomas a tierra de las estructuras de los paneles. Los marcos y estructuras de los paneles suelen ser de aluminio anodizado. El anodizado es una capa de óxido de aluminio no conductor, por lo que sí se conecta sobre este material la eficiencia de la toma a tierra es nula. Es muy importante asegurarse de que se ha eliminado el anodizado en las zonas de conexión de las tomas a tierra y realizar medidas de aislamiento entre todas las estructuras y tierra para que estén dentro de la norma.

2.1.8.5. Varistores. Una de las causas más frecuentes de las averías en nuestros generadores fotovoltaicos son las descargas eléctricas producidas por las tormentas. Un dispositivo básico para proteger nuestros equipos de las tormentas eléctricas son los varistores. Los varistores son unas resistencias variables por tensión. Es decir, hasta un voltaje determinado no dejan pasar corriente alguna a través de ellos, mientras que cuando se sobrepasa dicho valor se hacen conductores, dejando circular corriente entre sus terminales. Por tanto, si ponemos entre cada cable conductor de la corriente eléctrica y una toma de tierra un varistor, en condiciones normales no pasará corriente eléctrica del conductor a tierra, ya que la resistencia del varistor se aproximará al infinito, pero si se produce una descarga, que se transmite por uno de los cables conductores, entonces el varistor se volverá conductor y derivará a tierra la corriente eléctrica inducida por la tormenta. Por tanto se deben de colocar varistores entre todos los cables conductores y las tomas a tierra, adaptando el valor del varistor a las características de la tensión con que trabaja cada conductor. Para que este proceso sea eficaz el varistor debe ser muy rápido en respuesta, ya que las descargas se muevan a una enorme velocidad a través de los conductores. Por esta razón se han utilizado varistores de gas y más recientemente varistores de óxido de zinc. El valor del voltaje que los varistores deben permitir en el conductor con respecto a tierra no debe ser superior a un valor entre 1,1 y 1,5 veces el voltaje máximo, que deba presentar dicho conductor. El valor del varistor también se debe adaptar a los valores estándar en el mercado.

2.1.8.6. Interruptores.

Los interruptores permiten cortar manualmente el flujo de corriente en caso de una emergencia o para un mantenimiento programado. El interruptor habitualmente utilizado en las instalaciones es el magnetotérmico. El interruptor magnetotérmico es un dispositivo electromecánico que se coloca en las instalaciones eléctricas con el fin de protegerlas frente a las intensidades excesivas. El interruptor magnetotérmico aprovecha para su funcionamiento dos de los efectos producidos por la circulación de corriente eléctrica por un circuito, el magnético y el térmico. El dispositivo consta por tanto de dos partes, un electroimán y una lámina bimetálica colocadas ambas en serie y por las que circula la corriente que va hacia la carga. Al circular la corriente el electroimán crea una fuerza que, mediante un dispositivo mecánico adecuado, tiende a abrir un contacto, pero solo podrá abrirlo si la intensidad I que circula por la carga sobrepasa un límite de fijado. Este límite suele estar comprendido entre 3 y 20 veces la intensidad nominal (la de diseño del magnetotérmico) y es de actuación muy rápida. Esta es la parte destinada a la protección frente a los cortocircuitos, donde se produce un aumento muy rápido y elevado de corriente. La otra parte está constituida por una lámina bimetálica, que al calentarse por encima de un determinado límite sufre una deformación y provoca la apertura del contacto. Esta parte es la encargada de proteger de corrientes que, aunque son superiores a las permitidas por la instalación, no llegan al nivel de intervención del dispositivo magnético. Ambos dispositivos se complementan en su acción de protección, el magnético para los cortocircuitos y el térmico para las sobrecargas. Además de esta desconexión automática el aparato está provisto de una palanca que permite la desconexión manual de la corriente y el rearme del dispositivo automático cuando se ha producido una desconexión. No obstante, este rearme no es posible si persisten las condiciones de sobrecarga o cortocircuito. Debe de situarse un interruptor magnetotérmico serie con cada una de las series de paneles, para cortar su funcionamiento en caso de necesidad o para protegerlos en caso de avería o descarga eléctrica. El valor de la corriente que deben permitir pasar los interruptores magnetotérmicos no debe ser superior a un valor entre 1,1 y 1,5 veces la corriente máxima, que deba circular por la rama de la instalación que protegen. El valor del interruptor se debe adaptar a los valores estándar en el mercado, teniendo en cuenta que trabaja a elevadas corriente, pero bajas tensiones.

2.1.8.7. Fusibles. Se denomina fusible a un dispositivo, constituido por un hilo o lámina de un metal o aleación de bajo punto de fusión que se intercala en un punto determinado de una instalación eléctrica para que se funda, por efecto Joule, cuando la intensidad de corriente supere, por un cortocircuito o un exceso de carga, un determinado valor

que pudiera hacer peligrar la integridad de los conductores de la instalación con el consiguiente riesgo de incendio o destrucción de otros elementos. Los fusibles se instalan en las líneas de transporte de electricidad, Los fusibles pueden ser de muy diversos tipos y tamaños, dependiendo de la intensidad y el voltaje de trabajo de la instalación a proteger, Asimismo, existen tipos de fusión extrarrápida, rápida y lenta, dependiendo de las características de la instalación a proteger. Normalmente en el generador se deben utilizar fusibles extrarrápidos. Antes simplemente eran un hilo metálico tendido entre dos terminales o tornillos, con un grosor calculado para que se fundiese con un determinado amperaje. Hoy son de material y estructura más complejos. Los fusibles deben de situarse serie con cada una de las series de paneles, para proteger al resto de los componentes en caso de cortocircuito, avería o descarga eléctrica. El valor de la corriente que deben permitir pasar los fusibles no debe ser superior a un valor entre 1,1 y 1,5 veces la corriente máxima, que deba circular por la rama de la instalación que protegen. El valor del fusible también se debe adaptar a los valores estándar en el mercado. Con posterioridad explicaremos otros sistemas de protección aplicables en otras partes de la instalación como por ejemplo el interruptor diferencial. Los varistores, interruptores magnetotérmicos y fusibles deben de colocarse en las cajas generales de conexión identificados claramente. Además en la caja de conexión debe haber un listado claro y concreto de cada uno de los elementos con sus principales características y un esquema eléctrico del conjunto de la caja. Existe mucha controversia técnica sobre los sistemas de protección en el generador fotovoltaico y de hecho el grupo de trabajo WG3 del IEC (Comité Electrónico Internacional) no se ha puesto de acuerdo en este tema después de años, por lo que es factible que la normativa cambie.

2.1.9. Sistemas de seguimiento solar. Un método de optimizar el rendimiento del generador solar fotovoltaico son los sistemas de seguimiento solar. Para aprovechar la mayor cantidad posible de energía solar que llega hasta el generador en un determinado lugar, la superficie de los módulos ha de estar perpendicular a los rayos solares y, por tanto, una colección óptima sólo puede conseguirse si dicha superficie está dotada de un movimiento de seguimiento del sol, ya que este, aparentemente, se mueve continuamente a lo largo del día.

Los sistemas de seguimiento solar en un eje aumentan la irradiación total recibida por el panel, por encima de la que recibe el mismo panel estático, entre un 10 y un 25% y los sistemas de seguimiento solar en dos ejes la aumentan entre un 15 y un 35%, dependiendo de la latitud. El utilizar o no estos sistemas de seguimiento depende de sí el aumento de energía captada compensa o no el consumo de energía y el coste de los propios mecanismos de seguimiento. Hasta la fecha, esto solo era cierto en determinadas ocasiones, pero con los avances en electrónica, en motorización y en sistemas de concentración comienzan a ser competitivos. Los dos tipos de seguimiento que pueden llevarse a cabo son: - Seguimiento en un eje. - Seguimiento en dos ejes. En cualquier caso, los sistemas de seguimiento solar, deben permitir llevar los paneles a una posición de máxima seguridad, ante las inclemencias de la meteorología o en cualquier otra circunstancia, como el mantenimiento del generador, y a su posición inicial durante el periodo nocturno.

2.1.9.1. Seguimiento en un eje. El sistema de seguimiento puede estar diseñado para seguir el movimiento del sol en elevación o en azimut. En el caso de seguimiento en elevación los paneles se encuentran orientados al sur formando una fila este-oeste, según transcurre el día los paneles se van inclinando para presentar una superficie perpendicular a la altura solar. En el caso de seguimiento en azimut los paneles se encuentran orientados formando filas norte-sur, según transcurre el día los paneles se van girando para presentar una superficie perpendicular al desplazamiento solar en azimut. Este sistema permite que los paneles estén inclinados adecuadamente para permitir una mejor captación en altura, por lo tanto es más efectivo que el sistema anteriormente mencionado. Esta es la razón por la que se utiliza ampliamente en instalaciones de gran tamaño. Para realizar el seguimiento en un eje se pueden utilizar los mismos sistemas que para el seguimiento en dos ejes: seguimiento por sensores, seguimiento por reloj solar y seguimiento por coordenadas calculadas. En el siguiente apartado comentaremos cada uno de ellos.

2.1.9.2. Seguimiento en dos ejes. Este sistema es el más empleado en seguimientos de precisión, sobre todo cuando se trata de grandes instalaciones. El seguimiento se realiza en los dos ejes. Uno de los

ejes es vertical y proporciona el seguimiento en acimut y el otro eje es horizontal y proporciona el seguimiento de altura. Los sistemas de seguimiento en dos ejes suelen tener un mástil metálico central, que sirve de sostén a un soporte móvil, cuya posición varía durante el día movido por dos motores. En cada mástil se coloca, sobre su correspondiente soporte móvil, uno o dos paneles. El seguimiento de la osición del sol se puede realizar por distintos métodos, como son: - Seguimiento por sensores. - Seguimiento por reloj solar. - Seguimiento por coordenadas calculadas.

2.1.9.3. Seguimiento por sensores. El sensor fotoeléctrico es un elemento que permite detectar que el ángulo que forman los rayos solares con la normal a la superficie del panel no tiene valor cero. Para pequeños errores de coincidencia, el sistema sensor genera una señal de error proporcional a los ángulos de desviación tanto en elevación como en azimut, en cada instante. A partir de estas señales de error, convenientemente transformadas, se elabora la señal de actuación, que controla el funcionamiento de los motores, para conseguir el movimiento del panel en el sentido de anulación del error. El sensor suele estar constituido internamente por varios pares de elementos sensibles a la irradiación solar directa. El sensor se monta sobre el panel y se mueve solidariamente con él. La electrónica asociada al detector no es excesivamente compleja pero, a parte de comparar las señales del detector, debe disponer de un sistema que sitúe el panel en la posición correcta para el amanecer del día siguiente, pues, de lo contrario, una vez salido el sol se perdería mucho tiempo en el giro de 180º necesario para recuperar la posición inicial. La utilización de sensores fotosensibles presenta ciertos problemas: - Hay que poner especial cuidado en el posicionamiento del sensor respecto al panel, para evitar errores derivados de una alineación inadecuada. - El sensor debe estar muy rígidamente unido al panel para evitar movimientos posteriores del sensor. - Es imposible realizar el seguimiento cuando se producen ocultaciones del sol y, además, es necesario emplear un cierto tiempo en la recuperación de la posición correcta cuando el sol reaparece. - Al amanecer y en el ocaso también se producen problemas de desorientación de los paneles. - Algunos fenómenos imprevistos como destellos o reflejos pueden alterar el funcionamiento correcto sistema de seguimiento.

Los sistemas de seguimiento que utilizan fotosensores se emplean para pequeñas y medianas instalaciones. Ya que proporcionan un procedimiento sencillo de localización y seguimiento del sol. En el caso de que el número de paneles a controlar sea grande otros sistemas de seguimiento son más ventajosos.

2.1.9.4. Seguimiento por reloj solar. Este sistema consiste en que el motor de seguimiento del sol en azimut se mueve según las ordenes que reciban de un reloj, de manera que los paneles giran el ángulo apropiado cada día y, una vez terminado el recorrido, a una hora determinada vuelven a su posición inicial. Siempre teniendo en cuenta que la duración media del día terrestre es de 23 horas 56 minutos 45 segundos. Las desviaciones de la duración media del día terrestre se deben al hecho de que la velocidad angular de la tierra alrededor del sol no es absolutamente regular. No obstante estas desviaciones no son lo suficientemente importantes como para invalidar el funcionamiento del sistema. El seguimiento en elevación se realiza también con otro reloj, pero que debe ser a su vez corregido por un contador de días, ya que la elevación varía todos los días del año. La utilización del sistema de seguimiento por reloj solar tiene el inconveniente de una precisión de alineación de los paneles un poco menor que los otros sistemas, lo que provoca un rendimiento menor de los paneles. Sin embargo tiene la ventaja de ser un sistema muy barato, ya que con un solo sistema bastante sencillo se puede controlar un campo enorme de paneles.

2.1.9.5. Seguimiento por coordenadas calculadas. En este sistema se sigue la posición del sol mediante el cálculo de sus coordenadas astronómicas, en cada día y momento, por lo que y no precisa de la presencia física de los rayos solares. Esta circunstancia hace que los sistemas de seguimiento por coordenadas no se vean afectados por las perturbaciones, que afectan a los sistemas de sensores, o a la falta de precisión de los sistemas de seguimiento por reloj. Con el abaratamiento y mejora de los sistemas informáticos, con la incorporación de nuevas posibilidades en los sistemas en el ámbito de software y con la posibilidad de que los equipos se estandaricen, por lo que no hay que recurrir a diseños específicos para cada instalación, estos sistemas se han ido generalizando y son los que más futuro tienen en sistemas medianos y grandes.

2.1.10. Sistemas de concentración solar. Los sistemas de concentración solar consisten en emplear un sistema óptico para concentrar la energía solar correspondiente a una superficie S sobre una superficie más pequeña Sc, que se corresponde con la superficie de la célula. Los módulos realizados para sistemas de concentración solar son muy diferentes de los módulos planos, que hemos visto hasta ahora, como más adelante comprobaremos. El interés de la concentración reside en la obtención de una misma potencia eléctrica disminuyendo la superficie del conjunto de las células solares. Esta disminución es muy útil, cuando los costos derivados del sistema de concentración son menores que el ahorro obtenido al disminuir la superficie de células necesaria y por tanto su número. Para comenzar a analizar los sistemas de concentración, definiremos la concentración geométrica C como el cociente entre el área de la apertura el concentrador y el área de la célula solar. La concentración geométrica se indica con el símbolo Cx, de manera que si la superficie aparente de entrada de la irradiación solar en el concentrador es 2.500 cm2 y la de la célula solar es de 100 cm2, la concentración geométrica será de 2.500 cm2/100 cm2 = 25, es decir, 25x. Aunque la concentración geométrica sea de 25x la concentración de la irradiación, lo que se denomina concentración óptica, será algo menor ya que siempre se producen pérdidas de energía en los procesos de reflexión y refracción, que empleamos en los concentradores. Pero por simplicidad, dado que la variación entre una y otra no suele ser superior al 10%, consideraremos que la concentración geométrica y la óptica tienen el mismo valor. La disminución de los costes derivados de los sistemas de concentración se debe a varios factores, que mencionamos a continuación: - Los concentradores pueden hacerse de materiales plásticos, transparentes o metalizados para producir reflexión, según el tipo de concentrador. Y aunque los plásticos adecuados a estas funciones, que soporten bien la intemperie, no son baratos si son pueden resultar más económicos que el material empleado en las células solares, cuyo número es muy inferior. - La eficiencia de la célula en concentración puede ser superior al rendimiento sin concentración, ya que con la intensidad luminosa aumenta la corriente de modo proporcional y también la tensión, de manera que el rendimiento se puede llegar a incrementar hasta 6 puntos (por ejemplo pasar del 16 al 22 %). - Al hacerse más pequeña la parte correspondiente a las células en el coste total del sistema, se pueden emplear células más caras y más eficientes, sin incrementar de forma prohibitiva en el coste total del sistema. Pero la concentración fotovoltaica tiene también inconvenientes, que incrementan los costes del sistema y que mencionamos a continuación:

- Para concentraciones geométricas superiores a 6x, es necesario emplear sistemas de seguimiento solar, lo que supone un incremento del coste. - La intensidad luminosa aumenta la corriente y la tensión, siempre que la célula se mantenga razonablemente refrigerada, por lo que es necesario el empleo de un disipador térmico que facilite la eliminación del calor, ya que en caso contrario se verá reducido su rendimiento. - Las células solares, diseñadas para trabajar en alta concentración, presentan fuertes pérdidas de tipo resistivo debido a las fuertes corrientes generadas en su seno. Para superar este problema es preciso un diseño más cuidadoso de la malla de metalización y por tanto utilizar células más complejas y caras. - El rendimiento de las células tiene un efecto muy importante sobre el costo del sistema, por lo que un sistema de concentración es una solución aceptable si utiliza células de alto rendimiento de conversión, aunque sean más caras. - Las elevadas temperaturas que se alcanzan hacen necesarios un buen contacto térmico y eléctrico en la célula y un estudio muy detallado de los coeficientes de dilatación de los diversos materiales en juego, para evitar averías, roturas y daños. - Las altas temperaturas de las células y los altos niveles de intensidad pueden provocar su fallo prematuro y el acortamiento de su vida. Así mismo los materiales plásticos empleados se degradan mucho más deprisa a elevadas temperaturas. - Los concentradores solares colectan principalmente la radiación directa, que sólo es abundante en regiones por debajo de la latitud 45º y con muchos días despejados. Lo que limita el uso de los sistemas de concentración a ciertas áreas geográficas.. Teniendo en cuenta todos estos factores, es comprensible que los sistemas de concentración solamente se empleen en aplicaciones de media y alta potencia, donde son necesarios un gran número de paneles, con el fin de reducir los costes. No obstante antes de aplicar un sistema de concentración conviene realizar una evaluación muy detallada de los costos. Indudablemente, los costes de los sistemas de concentración y seguimiento han disminuido notablemente y lo seguirán haciendo en el futuro, pero también lo harán las células solares, por lo que no podemos asegurar que estos sistemas sean los óptimos, ya que aun queda mucho trabajo de investigación por realizar. El nivel de concentración geométrica que podemos alcanzar depende de muchos factores en el diseño del concentrador. En principio podemos concebir sistemas con unos niveles de concentración altísimos, sin necesidad de violar ninguna ley física, pero no serán válidos ya que alcanzaremos temperaturas en las células que harán inviable su funcionamiento. Experimentalmente se ha establecido que para células de silicio el límite de rendimiento está en torno al 23%, para concentraciones geométricas de 100x y condiciones de irradiación estándar (1000 W/m2). Para las células de AsGaAl / AsGa el limite de rendimiento está en torno al 24%, para concentraciones geométricas de 1000x y condiciones de irradiación estándar (1000 W/m2). Los límites teóricos serían mucho más altos, pero son casi inviables de alcanzar. Los sistemas de concentración pueden ser de varios tipos. Por el método de concentración pueden ser reflexivos, refractivos o mixtos. Por su orientación pueden

ser con seguimiento solar o fijo. A continuación mencionaremos diversos sistemas de concentración.

2.1.10.1. Sistemas parabólicos reflexivos compuestos sin seguimiento. En estos sistemas, el concentrador está formado por dos parábolas, dispuestas de tal manera que toda la irradiación, que incide sobre la superficie de apertura de las dos parábolas con un ángulo respecto de la vertical, que se encuentran dentro de un determinado valor, llega mediante una o dos reflexiones, en la superficie interior de las parábolas al receptor, la célula solar. En este sistema, para aperturas geométricas hasta 6x, no se utilizan sistemas de seguimiento, ya que no son necesarios. El concentrador puede estar realizado de muchos materiales, aunque si pretendemos reducir costes y peso el más adecuado es el plástico metalizado. Así mismo, el número de figuras geométricas con que se puede lograr esto es muy variado, sobre todo si utilizamos células bifaciales. La simetría del sistema puede ser lineal o circular, aunque normalmente el sistema tiene simetría lineal, para poder introducir mayor número de células. Existen versiones de este sistema, que utilizan una sola figura geométrica paraboloide, parecida al desarrollo de una espiral, que cumple igualmente la función indicada pero es mucho más compleja de fabricación.

2.1.10.2. Sistemas parabólicos reflexivos simples con seguimiento. En estos sistemas, el concentrador está formado por una parábola con simetría lineal o circular de tal manera que toda la irradiación que incide sobre la apertura de la parábola llega mediante una o dos reflexiones, en el caso de disponer de una segunda parábola de reflexión, al receptor ubicado en la parte central, la célula solar. En estos sistemas, la parábola no necesita estar diseñada para captar la irradiación con un ángulo de variación grande con respecto al eje central de la parábola, ya que, al disponer de un seguimiento permanente del sol, la irradiación solar incide prácticamente paralela a su eje central. Estos sistemas pueden tener diversas formas de seguimiento como son: - Seguimiento en un eje ya sea en altura, cuando el sistema de concentración tiene simetría lineal y está orientado este-oeste, o en azimut, cuando el sistema de concentración tiene simetría lineal y está orientado norte sur. - Seguimiento en dos ejes, altura y azimut, cuando el sistema de concentración tiene simetría circular.

2.1.10.3. Sistemas parabólicos refractivos simples con seguimiento.

En estos sistemas, el concentrador está formado por una lente, que recibe los rayos solares paralelos y los refracta, concentrándolos en un punto donde se encuentra la célula solar. Estos sistemas pueden disponer de simetría lineal o circular de tal manera que toda la irradiación que incide sobre la apertura de la lente llega al receptor ubicado en la parte central. En el primer caso de la figura la irradiación incide directamente sobre la célula, en el segundo caso se produce la concentración de la luz sobre la célula mediante una lente de fresnel. En estos sistemas, la lente no puede captar la irradiación con un ángulo de incidencia grande, con respecto al eje central de la lente, lo que no es importante ya que, al disponer de un seguimiento permanente del sol, la irradiación solar incide prácticamente paralela a su eje. Las lentes empleadas en estos sistemas suelen ser lentes de plástico de tipo fresnel, que son muy finas y ligeras, ya sea de enfoque lineal o puntual.

2.1.10.4. Sistemas parabólicos mixtos con seguimiento. En los sistemas mixtos, el concentrador está formado por un primer elemento concentrador, una parábola con simetría lineal o circular, de tal manera que toda la irradiación que incide sobre la apertura de la parábola con una pequeña variación angular en la incidencia, con respecto al eje de la parábola, llega a un segundo elemento concentrador refractivo. Este segundo elemento es una lente, que concentra toda la irradiación sobre el receptor ubicado en la parte central, la célula solar. En estos sistemas, la parábola no necesita estar diseñada para captar la irradiación con un ángulo de variación grande con respecto al eje central de la parábola, ya que, al disponer de un seguimiento permanente del sol, la irradiación solar incide prácticamente paralela a su eje central. El seguimiento solar se realiza en dos ejes y la simetría del sistema es circular.

2.2. Baterías y acumuladores. En las instalaciones solares fotovoltaicas, aisladas de la red, en las que tenemos que acumular de alguna forma la energía, el uso baterías permite dotar al sistema de una fuente eléctrica: - Independiente de las condiciones de irradiación solar existente. - Con una autonomía más o menos prolongada. - Con cierta capacidad de suministrar intensidades superiores a la nominal de los módulos fotovoltaicos. - Con una tensión estable, necesaria para el correcto funcionamiento de lámparas, motores y electrodomésticos. - Con una tensión de referencia, que fije el punto de trabajo óptimo de los módulos.

Por tanto, las baterías son unos componentes fundamentales, lo que hace necesario el conocimiento a fondo de sus características, prestaciones y limitaciones. Sólo así podrá lograrse su correcta instalación y uso en el sistema, prolongando la vida útil de este y aumentando su grado de fiabilidad. Para facilitar la comprensión posterior del tema deberemos conocer previamente algunos conceptos y nomenclaturas. Una batería está formada por la asociación serie de varios elementos, llamados vasos o celdas, cada uno de los cuales consta de dos bornes o contactos, uno positivo y otro negativo. Las baterías pueden ser compactas, cuando varios vasos conectados en serie nos suministran un voltaje final, que es la suma del voltaje de cada uno de ellos por separado. Todos los vasos de una batería compacta están empaquetados en un recipiente común. Las baterías compactas suelen ser de 6, 12 y 24 voltios. Las baterías cuando no son compactas están compuestas por varios vasos independientes conectados en serie. Las baterías no compactas pueden ser de 6, 12, 36, 24 y 48 voltios. El banco de baterías o acumulador es la unión en serie y/o en paralelo de varias baterías compactas o vasos independientes conectados de manera que obtengamos el voltaje necesario y la suficiente capacidad de almacenamiento de energía. Los acumuladores suelen de 12, 36, 24 y 48 voltios. Debe quedar claro que un acumulador puede constar de una sola batería o vaso.

2.2.1. Funcionamiento de las baterías. Una batería está formada por la asociación serie de varios elementos, vasos o celdas, cada una de las cuales consta de 2 electrodos de distinto material inmersos en una disolución electrolítica. Entre los electrodos se establece una diferencia de potencial debido a las características de los materiales de que están construidos y al proceso electro-químico reversible que se produce entre ellos. Definimos, por tanto, la batería como una fuente de tensión continua formada por un conjunto de vasos electroquímicos interconectados. Existen diversos tipos de reacciones electroquímicas para cada batería, pero todas tienen en común el hecho de que cuentan con un ánodo, que es en el cual se produce la oxidación del compuesto y un cátodo que es en el cual se produce la reducción durante el proceso electroquímico. El proceso mencionado permite convertir la energía eléctrica en energía química, que se produce durante la carga de la batería. El proceso inverso ocurre cuando la batería se descargada proporcionando energía eléctrica. Como ya se ha indicado, para que estas conversiones puedan llevarse a cabo, en cada celda de la batería, se necesitan dos electrodos metálicos aislados

eléctricamente y sumergidos en un medio que los vincule, llamado electrolito, el cual hace de conductor de iones. El electrolito puede ser sólido, gelatinoso o líquido, que suele ser el más frecuente. Cada celda de un tipo determinado de batería presenta una diferencia de potencial determinada entre sus electrodos. Por ejemplo, en las baterías de plomo-ácido, la diferencia de potencial excede levemente de los dos voltios entre los dos electrodos, que forman parte de cada celda, cuando está plenamente cargada. Y decimos que cada celda tiene un terminal o borne negativo y otro positivo. Las baterías comerciales, para poder ofrecer un voltaje de salida práctico, poseen varias celdas conectadas en serie. De manera que, en el ejemplo de las baterías de plomo-ácido, si conectamos seis celdas en serie tendremos una batería que presentará una diferencia de potencial o tensión entre sus bornes de salida de 12 V. Pero normalmente no usamos una sola batería de 12 o 24 V, usamos una serie de ellas conectadas en serie o en paralelo, conjunto al que denominaremos acumulador. De manera que un acumulador es la asociación eléctrica de baterías.

2.2.2. Parámetros característicos de las baterías. Existen varios parámetros que definen las principales características de una batería, como son: - El tipo de batería. El más utilizado en la práctica es el de plomo-ácido con electrolito líquido, seguido del acumulador de plomo-ácido con electrolito de gel y el de níquel-cadmio. - La energía que puede almacenar, que se denomina capacidad nominal (Cn) y que viene dada en vatios.hora (Wh). Técnicamente la capacidad nominal se define como la cantidad de carga que es posible extraer de una batería en 20 horas, medida a una temperatura de 20 ºC, hasta que la tensión entre sus terminales llegue a 1,8 Voltios/vaso. - La corriente que puede entregar en la descarga, que viene dada en amperios (A). - La profundidad de descarga máxima (PDmax) a la que se la puede someter la batería, que viene dada en % de energía que se la puede extraer sobre el total de su capacidad, sin dañar la batería. - El voltaje nominal, que es la diferencia de potencial entre sus bornes, que viene dado en voltios (V). - La vida del acumulador (hasta que su capacidad residual caiga por debajo del 80% de su capacidad nominal). - La densidad de carga, que indica la capacidad de la batería por unidad de peso (Wh/kg) o por unidad de volumen (Wh/cm3). - El número de ciclos de carga y descarga que puede soportar. A lo largo del presente tema analizaremos estos parámetros y veremos sus implicaciones técnicas y de utilización de las baterías.

2.2.3. Capacidad de las baterías. La corriente que puede entregar una batería y su capacidad nominal no son parámetros totalmente definitorios de las condiciones de trabajo de la batería, por lo que se representa la capacidad de otra forma que vincula la capacidad nominal Cn en Wh de la batería, con el voltaje que presenta entre sus bornes y con la corriente que puede entregar, que vendrá dada en amperios.hora (Ah). De manera que la capacidad nominal de la batería la representaremos por Cn-Ah. Cn-Wh = V * Cn-Ah En cualquier otro estado de carga de la batería la capacidad CWh en Wh se relacionará con la capacidad CAh en Ah por la ecuación siguiente: CWh = V * CAh Para simplificar a la capacidad CAh en Ah la llamaremos simplemente capacidad C y la indicaremos en Ah. Ejemplo. Disponemos de una batería que trabaja a 12 V, con una capacidad nominal de 60 Ah y vamos a calcula la energía química nominal que tiene acumulada. CWh = V * CAh = 12 V * 60 Ah = 720 Wh Pero no toda la capacidad de una batería puede ser utilizada, por lo que utilizaremos la capacidad útil de la batería, que se define como la capacidad disponible o utilizable de la batería, y que tiene por valor el producto de la capacidad nominal por la profundidad de descarga máxima, PDmax. Cu = C * PDmax El estado de carga de una batería se define como el cociente entre la capacidad de una batería, en general, parcialmente descargada, y su capacidad nominal. Ejemplo. Vamos a calcular la capacidad útil de una batería con una capacidad nominal de 60 Ah con una profundidad de descarga máxima, PDmax del 80%. Cu = C * PDmax = 60 Ah * 0,8 = 48 Ah El régimen de carga (o descarga) es un parámetro que relaciona la capacidad nominal de la batería y el valor de la corriente a la cual se realiza la carga (o la

descarga). Se expresa normalmente en horas y se representa como un subíndice en el símbolo de la capacidad y de la corriente a la cuál se realiza la carga (o la descarga). Ejemplo: Si una batería de 100 Ah se descarga en 20 horas a una corriente de 5 A, se dice que el régimen de descarga es 20 horas (C20 = 100 Ah) y la corriente se expresa como I20 = 5 A. El número de Ah de una batería es un valor que se deriva de un régimen de descarga especificado por el fabricante. Para las baterías utilizadas en aplicaciones fotovoltaicas, el procedimiento de prueba está normalizado, de manera que una batería, inicialmente cargada al 100%, sé descargada, a corriente constante, en un tiempo de 20 horas, realizando la prueba a 20 ºC. Ejemplo: Si una batería solar tiene una capacidad de 200 Ah, para un régimen de descarga de 20 h, establecido en la prueba normalizada, el valor de la corriente durante la prueba será de 10 A. Los fabricantes de baterías expresan el valor de la corriente de carga (o descarga) como un valor fraccional de su capacidad en Ah. En el ejemplo mencionado de una batería con una capacidad de 200 Ah, C20 representa una corriente de 10 A durante 20 horas y C40 representa una corriente de 5 A durante 40 horas. No obstante, hay que saber que una batería, como la de nuestro ejemplo, no puede entregar 200 A durante una hora. El proceso electroquímico no puede ser acelerado más allá de determinados límites sin que la batería se dañe irremediablemente. Para mantener la batería en las mejores condiciones operativas, su capacidad en Ah, requiere un determinado número de horas de descarga. La vida del acumulador (hasta que su capacidad residual caiga por debajo del 80% de su capacidad nominal), por normativa debe ser superior a 1000 ciclos, cuando se descarga el acumulador hasta una profundidad del 50%.

2.2.4. Carga y descarga de las baterías. Los procesos de carga y descarga son habituales en las baterías, por esta razón, analizarlos es de mucho interés para usar correctamente las baterías.

2.2.4.1. Ciclos de carga y descarga. Como ya hemos indicado, cuando aplicamos una corriente de carga a la celda se producen reacciones electro-químicas en los electrodos, que continúan mientras

sigamos suministrando una corriente eléctrica y el electrolito sea capaz de mantener la reacción. Como es proceso es reversible, si dejamos de suministrar corriente eléctrica y conectamos una carga eléctrica entre los dos polos de la batería, circulará una corriente a través de la carga, provocando reacciones químicas en los electrodos que vuelven el sistema a su condición inicial. En teoría, el “ciclo” de carga-descarga, puede ser repetido indefinidamente, en la práctica existen limitaciones para que el proceso se repita más allá de un determinado número de veces, ya que los electrodos pierden parte del material en cada descarga. El numero de ciclos de carga y descarga que admite una batería se denomina ciclaje y es uno de los factores básicos para elegir una batería. Para cargar una batería se necesita un generador de CC, del cual se deberá conectar el polo positivo al borne positivo de la batería y el polo negativo al borne negativo de batería, evidentemente, a través del regulador. Para forzar una corriente de carga el voltaje del generador debe ser algo superior al de la batería. Es conveniente cargar la batería con un nivel de corriente que no exceda el máximo indicado por el fabricante. Debido a las perdidas producidas en el proceso de carga, para una batería en buen estado, el tiempo de carga, multiplicado por la corriente de carga debe ser un 15% mayor a la capacidad de la batería. Ejemplo. Un batería de 60 Ah se carga con una corriente de carga de 3 A debe de estar en carga durante el siguiente tiempo: t = 60 Ah / 3 A * 1,15 = 23 h En nuestro caso el generador de CC son los módulos solares, por normativa, para asegurar una adecuada recarga de las baterías, la capacidad nominal del acumulador (en Ah) no debe exceder en 25 veces la corriente de cortocircuito del generador fotovoltaico (en A). La sobrecarga se produce cuando en el proceso de carga de la batería se alcanza el límite de su capacidad. Si en ese momento se le sigue inyectando energía, la batería puede sufrir daños importantes. En una batería de plomo-ácido la proporción de ácido en el electrolito varía con el estado de carga del acumulador. Cuando la batería está descargada, la cantidad de ácido en la solución es baja. Si la batería está cargada, la cantidad de ácido en la solución alta. Este hecho permite conocer el estado de carga de la batería midiendo la concentración del ácido, esta medición se realiza usando un densímetro. La medición de la densidad del electrolito se realiza celda por celda, de manera que diferencias substanciales en el valor de la densidad entre unas celdas y otras indica un claro envejecimiento de la batería. Con la sobrecarga, en una batería de plomo-ácido, el agua del electrolito se empieza a descomponer, produciendo oxígeno e hidrógeno. Es el denominado fenómeno de gasificación, perjudicial por la pérdida de agua que supone y porque oxida el

electrodo positivo, lo que puede causar la muerte súbita de la batería. Además hay que tener cuidado con este fenómeno ya que estos gases pueden salir bruscamente arrastrando ácido sulfúrico, lo que puede dañar los terminales de salida, disminuir la cantidad de ácido dentro de la batería y provocar accidentes graves. Por otro lado, estos gases pueden reaccionar provocando explosiones e incendios, lo que hace necesario que la batería esté ubicada en un lugar suficientemente ventilado, que permita evacuar los gases desprendidos. No obstante algo de gasificación puede ser útil, pues contribuye a homogeneizar la solución electrolítica, ya que en ella el ácido tiende a depositarse en el fondo y la gasificación disminuye este proceso. Para una batería de plomo-ácido de 12 V nominales, trabajando alrededor de los 25 ºC, un voltaje de carga de 14,2 V proporciona un nivel tolerable de gasificación. Un voltaje más elevado provoca un nivel de gasificación excesivo. Como ya hemos indicado, en el proceso de obtención de corriente eléctrica de la batería se produce su descarga. Por normativa, la máxima profundidad de descarga (PDmax), referida a la capacidad nominal del acumulador, no debe exceder el 80% en instalaciones donde se prevea que descargas tan profundas no serán frecuentes. En aquellas aplicaciones en las que estas sobredescargas puedan ser habituales, tales como alumbrado público, la máxima profundidad de descarga no superará el 60%.

2.2.4.2. Autodescarga. La autodescarga es la pérdida de carga de una batería, previamente cargada, cuando ésta permanece en circuito abierto. Habitualmente se expresa como porcentaje de la capacidad nominal, medida durante un mes, y a una temperatura de 25 ºC. La rapidez de la descarga depende de las condiciones ambientales y del tipo de batería. Por normativa, en aplicaciones fotovoltaicas, la autodescarga de una batería 25 ºC no debe exceder por mes el 6% de su capacidad nominal. Cuando aumenta la temperatura ambiente la batería se descargará totalmente en muy poco tiempo por lo que deberá ser recargada con frecuencia si queremos mantenerla operativa.

2.2.4.3. Sulfatación. En la descarga de las baterías de plomo-ácido se deposita sulfato de plomo en ambos electrodos. Normalmente este depósito está constituido por pequeños cristales, que se descomponen fácilmente durante el proceso de carga. Pero si la batería ha sido descargada repetidas veces por debajo del mínimo especificado, es pobremente cargada, o permanece descargada por largo tiempo, por un proceso natural, el tamaño de los cristales crece.

Esto produce una disminución de la superficie activa del electrodo, disminuyendo la capacidad de almacenaje. Este fenómeno se lo conoce con el nombre de sulfatación de la batería. En lugares donde los períodos nublados son de larga duración las baterías pueden permanecer en estado de baja carga, por largo tiempo, induciendo la sulfatación de las placas. Una carga a régimen de corriente elevado puede disolver esta formación cristalina.

2.2.4.4. Rendimiento. Cuando un tipo de energía es convertido en otro la eficiencia del proceso nunca alcanza el 100%, ya que siempre existen pérdidas (calor), como indica el segundo principio de la termodinámica en toda transformación energética siempre una parte de la energía se pierde en forma de calor. La doble conversión energética que tiene lugar dentro de una batería no es una excepción y, por lo tanto, habrá pérdidas de energía durante los procesos de arga y de descarga. De manera que el rendimiento total de una batería vendrá dado por: Cu= c * d Donde ! es el rendimiento de la batería, !c es el rendimiento de la batería en la carga y !d el rendimiento en la descarga. Ambos valores varían con la temperatura del electrolito y el estado de carga de la batería. Según diversos fabricantes, el rendimiento conjunto del ciclo de carga y descarga de una batería (!) tiene un valor medio de 0,85, que es el que utilizaremos en nuestros cálculos. No obstante esta es una visión muy optimista dado que, con el paso del tiempo, la capacidad de carga disminuye y el rendimiento también. Ejemplo. Una batería con un rendimiento del 84% es cargada con 45 Ah. La carga útil que podremos obtener de ella será la siguiente: Cu = 45 Ah * 0,84 = 37,8 Ah

2.2.5. Tipos de baterías. Existen una enorme variedad de tipos de baterías, que se diferencian por la utilización de diferentes electrolitos, electrodos, diseños y procedimientos fabricación. Con la implantación de nuevas aplicaciones, que han necesitado la incorporación de sistemas de baterías cada vez más eficaces, pequeños, duraderos y sin mantenimiento se ha desarrollado una gran variedad de nuevas tecnologías en este campo.

El número de posibilidades que tenemos a la hora de escoger un determinado tipo de acumulador de energía para aplicaciones fotovoltaicas es muy amplio en la actualidad. Los principales tipos son: - Plomo- ácido - Níquel- Cadmio - Níquel- Hierro - Plata- Cadmio - Zinc- óxido de plata - Litio Las más comunes siguen siendo las de plomo-ácido, debido fundamentalmente a su bajo coste, y las de níquel-cadmio debido a sus prestaciones. En cualquier caso, recomendamos analizar detenidamente sus características técnicas antes de utilizar un tipo de batería u otro, para adaptar el tipo de batería a nuestras necesidades y posibilidades.

2.2.5.1. Baterías de plomo-ácido. Existe una gran variedad de tipos de baterías de plomo-ácido, que utilizan diferentes tecnología, y que se diferencian en el precio, respuesta ante los ciclos de carga y descarga, mantenimiento necesario, etc. Los tipos fundamentales son:

2.2.5.2. Plomo-antimonio. El antimonio permite adherir una mayor cantidad de material activo a los electrodos. Celdas con mayor cantidad de material activo tienen mayor duración y mayor profundidad de descarga. El incremento del material activo ambién aumenta el costo y el peso de la batería, además, la presencia del antimonio incrementa las pérdidas por autodescarga.

2.2.5.3. Plomo-Calcio abiertas. Tienen electrodos con una aleación de calcio lo que reduce el fenómeno de gasificación durante la carga y por tanto disminuye la pérdida de agua en el electrolito. Así mismo, disminuyen las pérdidas por autodescarga, por lo que pueden permanecer inactivas durante largos períodos de tiempo.

2.2.5.4. Plomo- Calcio selladas. Es un tipo similar al anterior pero que no precisa mantenimiento.

2.2.5.5. Híbridas-Antimonio / Calcio. Tienen propiedades mixtas de las de plomo-calcio y de las de plomoantimonio.

2.2.5.6. De electrolito en forma de gel. Donde el electrolito no es líquido sino gelatinoso. Su costo es alrededor de tres veces mayor que las de electrolito líquido, pero tiene características técnicas que la hacen muy útiles en aplicaciones especializadas.

2.2.5.7. AGM. Batería de plomo-ácido hermética regulada por válvulas. La batería de ácido regulada por válvulas reduce considerablemente la necesidad de mantenimiento. Funciona por el mismo principio que la batería de níquel y cadmio estanca.

2.2.5.8. Plomo-ácido convencionales. Por ser las más comunes describiremos más ampliamente las baterías de plomoácido convencionales. En los vasos de estas baterías se encuentran, en principio, unas placas de dióxido de plomo conectadas al electrodo positivo del vaso y otras placas de plomo conectadas al electrodo negativo. No obstante las aleaciones de materiales de las placas de las baterías han cambiado mucho a lo largo del tiempo y cada fabricante aplica tecnologías propias. El electrolito está compuesto por agua destilada y ácido sulfúrico y la reacción reversible que se produce es la siguiente: Pb + PbO2 + 2SO4H2 <-> 2SO4Pb + 2H2O Este tipo de batería es el más usado debido a su bajo costo. Cuando la batería está cargada, el electrodo positivo tiene un depósito de dióxido de plomo y el negativo es plomo. Al descargarse, la reacción química que hace que, tanto en la placa positiva como en la negativa se deposite sulfato de plomo. Las baterías de plomo-ácido se utilizan, no solo en aplicaciones fotovoltaicas, también en automoción. Pero a parte del coste, mucho más elevado para las baterías fotovoltaicas, las diferencias técnicas entre ambas baterías son fundamentales. En las baterías de acumulación de plomo-ácido no está permitido el uso de baterías de arranque o automoción.

La capacidad de almacenamiento de una batería de plomo-ácido varía con la temperatura del electrolito, que está determinada por la temperatura ambiente. La siguiente tabla muestra esta relación para baterías fotovoltaicas, en ella podemos observar que la mayor capacidad se alcanza a los 25 ºC, por lo que es importante mantener la temperatura del electrolito cercana a esta temperatura. Aunque la capacidad a 30 °C puede ser mayor, esto repercute en una reducción de la vida útil de la batería. Características de las baterías de plomo ácido. Voltaje de una celda. 2V Densidad de carga. 15-30 Wh/kg. Descargas. No soportan descargas muy profundas. Ciclos de vida. Menos de 500 recargas. Baja temperatura ambiente. La soportan mal. Alta temperatura ambiente. Pierden eficiencia. Autodescarga. Alta. Almacenamiento. No permiten largos períodos. Sulfatación de las placas. Se produce. Congelación del electrolito. Se produce. Tensión de descarga. Disminuye gradualmente. Mantenimiento. Alto. Coste. Bajo. Otro aspecto muy importante a considerar es que el voltaje de salida de una batería de plomo-ácido no permanece constante durante la carga o la descarga. Varias variables determinan su valor: - El estado de carga, ya que a menor estado de carga el voltaje de la batería disminuye. - La temperatura del electrolito, ya que a mayor temperatura el voltaje que presenta la batería es mayor y a menor temperatura se da el fenómeno contrario, debido a que cualquier reacción química es acelerada cuando la temperatura se incrementa y es retardada cuando ésta disminuye. - La corriente de descarga, ya que cuando esta aumenta, el voltaje de la batería disminuye. Este es un mecanismo que autolimita el funcionamiento de la batería. Lo mencionado anteriormente es fundamental a la hora de instalar el acumulador fotovoltaico ya que si no esta en un lugar protegido del frío en invierno puede no funcionar correctamente. Por otro lado si la instalación no está correctamente dimensionada pueden producirse caídas de voltaje.

2.2.5.9. Baterías de níquel-cadmio. Existe una gran variedad de tipos de baterías de Ni-Cd, que utilizan diferentes tecnología, y que se diferencian en el precio, respuesta ante los ciclos de carga y descarga, mantenimiento necesario, etc. Los tipos fundamentales son:

- Con electrodos sinterizados. Este tipo de electrodo puede cargarse con corrientes muy altas y ello hace que pueda aprovecharse al máximo la ventaja del sistema de Ni-Cd. - Con electrodos esponjosos. Estos electrodos esponjosos se realizan mediante el niquelado químico de un plástico adecuadamente poroso (poliuretano). La porosidad es considerablemente superior al del electrodo sinterizado permitiendo el almacenamiento de más capacidad con el mismo volumen. - Con electrodos de fibra. Los electrodos se obtienen niquelando en felpa de fibras de plástico y a continuación impregnando con material activo. - Con placas “pocked". En estas baterías, en sus vasos, se encuentran unas placas de acero inoxidable, con unas cavidades en las que se encuentra depositado por un lado hidróxido de níquel, y conectadas al electrodo positivo del vaso y otras placas, también de acero inoxidable conteniendo cadmio, conectadas al electrodo negativo. Ni-Cd estancas. Se obtiene una batería completamente estanca que no requiere mantenimiento. Los ámbitos de mayor aplicación de estas baterías son los pequeños aparatos portátiles, ya que pueden utilizarse en cualquier lugar. Debido a su alto costo inicial, más de seis veces que la de plomo-ácido, las baterías de níquel-cadmio no han podido suplantarlas. Sin embargo, su costo largo plazo es menor que el de una batería de igual capacidad del tipo plomo-ácido debido a su bajo mantenimiento y su larga vida útil, el doble que la de plomo-ácido. Características de las baterías de níquel-cadmio. Voltaje de una celda. Densidad de carga. Descargas. profundas. Ciclos de vida. Baja temperatura ambiente. Alta temperatura ambiente. plomo-ácido. Autodescarga. el tiempo. Almacenamiento. Sulfatación de las placas. Congelación del electrolito. Tensión de descarga. Mantenimiento. Coste.

1,4 V 20-45 Wh/kg. Soportan sin daños descargas muy Más de 500 recargas. La soportan bien sin problemas. Tienen una mayor eficiencia que las de Es inicialmente elevada, pero disminuye con Permiten largos períodos. No se produce. No se produce. Permanece constante. Bajo. Alto.

Por sus características representan una buena solución para los climas tropicales o en instalaciones aisladas y que requieran poco mantenimiento. En las baterías de Ni-Cd, el voltaje de salida permanece prácticamente constante hasta el momento en que su capacidad se agota. En ese momento la cantidad de energía que puede suministrar disminuye radicalmente.

Resulta complejo conocer el estado de carga de la batería ya que el voltaje de la batería varía muy poco con la carga, y por lo tanto para medirlo se necesitan voltímetros muy precisos. Además el electrolito de una batería de Ni-Cd no presenta variaciones en su densidad entre la carga y la descarga, impidiendo el uso de un densimetro. Lo más adecuado es utilizar para comprobar el estado de la batería un vatímetro. Por tanto, a la hora de elegir un sistema de monitorización del estado de las baterías, se deberá elegir un sistema diseñado específicamente para las de Ni-Cd.

2.2.5.10. Baterías de níquel-hierro. Son muy similares a las de níquel-cadmio pero su coste es más elevado. Los electrodos son de hidróxido niquélico que actúa como electrodo positivo y de hierro que actúa como electrodo negativo. El electrolito está compuesto por hidróxido de potasio.

2.2.5.11. Baterías de plata-cadmio. También son bastante parecidas a las de Ni-Cd. Los electrodos son de plata que actúa como electrodo positivo y de cadmio que actúa como electrodo negativo. El electrolito está compuesto por hidróxido de potasio.

2.2.5.12. Baterías de zinc-oxido de plata. Son baterías con buenas prestaciones pero de precio elevado. En los vasos de la batería se encuentran unas placas de oxido de plata conectadas al electrodo positivo del vaso y otras placas de zinc conectadas al electrodo negativo. El electrolito está compuesto por hidróxido de potasio.

2.2.5.13. Baterías de litio. Las baterías basándose en iones de Litio son las baterías más recientes en el mercado y aunque, hasta ahora, se emplean fundamentalmente en los teléfonos móviles es muy previsible que se desarrollen hasta sustituir a las de Ni-Cd incluso en aplicaciones fotovoltaicas, especialmente en pequeños sistemas, de aquí el interés de estudiarlas. Estas baterías consiguen almacenar mucha más energía que otros tipos y son también mucho más ligeras, pesando cerca de la mitad que una Ni-Cd equivalente.

2.2.6. Factores que intervienen en la elección de una batería. En la elección de una batería intervienen diversos factores que deberemos considerar antes de decidirnos por una u otra. No todas las aplicaciones requieren el mismo tipo de batería y dentro de un mismo grupo de batería en el diseño podemos decantarnos por un tipo u otro en función de los parámetros siguientes. - Tipo de aplicación. En las instalaciones fotovoltaicas más habituales podemos usar baterías convencionales, pero en aplicaciones que requieran mucha fiabilidad, poco mantenimiento y una vida muy larga deberemos plantearnos utilizar otros tipos de baterías más adecuados. - Densidad de energía-peso. En determinadas aplicaciones, como en sistemas de señalización marinos, podemos encontrarnos con que para conseguir determinado nivel de potencia y capacidad es necesario recurrir a determinados tipos de baterías, ya que utilizar otros implica un peso o volumen excesivos. - Funcionamiento a baja y alta temperaturas. El lugar de instalación puede ser muy importante a la hora de determinar que tipo de batería utilizar. En el caso de que la instalación se realice en una zona templada y el acumulador esté protegido adecuadamente, podremos usar baterías convencionales, pero en el caso de instalaciones en zonas muy frías o muy calurosas, las baterías convencionales tienen una vida muy corta, por lo que conviene utilizar otros tipos especiales. - Coste del acumulador. Este es un factor fundamental para el cliente, por lo que, en la medida de lo posible, deberemos instalar el tipo de batería más barato, que cumpla correctamente con los requisitos de diseño de nuestra instalación, en cuanto a fiabilidad, vida útil, tamaño del acumulador, posibilidades de mantenimiento, etc. - Vida de almacenamiento. Puede ser necesario que nuestras baterías están almacenadas y disponibles para utilizarlas en caso de emergencia en un momento determinado. Si la vida de almacenamiento es muy corta, no dispondremos de las baterías en el momento preciso. - Vida útil. Evidentemente, la vida útil de un acumulador está ligada a sus ciclos de carga y descarga. Cuando un acumulador debe presentar una vida muy larga será necesario escoger baterías que admitan más ciclos de carga y descarga. - Las necesidades de mantenimiento. Si un acumulador está situado en un lugar de difícil acceso, deberemos escoger baterías de nulo mantenimiento o herméticas. Siempre deberemos buscar una solución de compromiso en función de las características específicas de nuestra instalación.

2.2.7. Instalación del acumulador. Como ya hemos indicado, el acumulador es la unión en serie o en paralelo de varias baterías compactas o vasos independientes conectados de manera que obtengamos el voltaje necesario y la suficiente capacidad de almacenamiento de energía. Por tanto, cuando hablemos de baterías, estaremos hablando de los vasos o baterías compactas que forman parte del acumulador. A continuación veremos algunos consejos importantes a tener en cuenta cuando realicemos la instalación de un acumulador.

Mantener estable y dentro de unos parámetros medios la temperatura del electrolito es fundamental, por lo que a la hora de instalar un acumulador fotovoltaico debe elegirse un lugar protegido del frío en invierno y no expuestas a la irradiación directa del Sol en verano. Este lugar debe ser un local o armario cerrado con una temperatura estable, a ser posible de entre 20 y 25 ºC, y con un nivel de humedad bajo El local o armario de ubicación de las baterías puede situarse en cualquier lugar que consideremos adecuado, pero debe estar diseñado para garantizar un acceso limitado y controlado de personas a las baterías. Así mimo se deben diseñar las entradas y salidas de aire y el acceso al recinto del acumulador de manera que impidan la entrada de pequeños animales o insectos. Cuando los acumuladores sean de plomo-ácido, con electrolito liquido, la sala del acumulador debe disponer de una ventilación adecuada (natural o forzada) para evacuar las emanaciones de gases de las baterías. En la sala del acumulador no debe haber elementos que puedan producir llamas o chispas, que puedan provocar una explosión de los gases que emanen de las baterías. Además, debe de costar de algún sistema antiincendios adecuado al tamaño de la instalación y a las características del fuego que se pueda producirse. Las baterías situadas en el interior del armario o salas de baterías deben estar colocadas sobre bancadas o estanterías, bien niveladas horizontalmente, de obra, madera, metálicas, o contenedores especiales, protegidos contra la corrosión, la humedad y el ácido. El suelo de la sala de baterías debe ser impermeable, resistente a los ácidos y tener una pendiente para la eliminación del agua de limpieza y los posibles derrames de ácido. Además se debe proceder a una limpieza frecuente del local y a una eliminación mediante aspiración del polvo de los vasos de la batería cuidando de no succionar electrolito. Las baterías deben estar dispuestas de forma ordenada y situadas de forma que se permita su mantenimiento, prestando especial atención a su separación y a la disposición de los bornes, para facilitar la colocación de los sistemas de conexionado, especialmente los rígidos. Para lo cual la colocación y distribución de las baterías deben estar indicadas en un plano detallado de distribución en planta.

2.2.8. Conectado de los elementos del acumulador. El conexionado de varias baterías en serie o paralelo depende de los requerimientos de tensión y capacidad de acumulación particulares de cada instalación.

Las baterías que disponen de bornes de conexionado estándar permiten montajes muy flexibles. Los sistemas de fijación más frecuentes son los de tipo abrazadera y los de tipo tornillo, según el diseño de los bornes de la batería. Las baterías que disponen de bornes de conexionado especiales condicionan los montajes haciéndolos mucho más rígidos, tanto por la situación relativa de las baterías en las bancadas, como por los elementos utilizados para su interconexión. Los métodos de conexión utilizados pueden ser cables flexibles o pletinas metálicas de conexión. Los primeros son más fáciles de montar y versátiles, pero los sistemas con pletinas rígidas son más fiables. Se debe garantizar el correcto conexionado de los terminales, que garantice la fiabilidad de la conexión. Para ello conviene que: - Debemos asegurarnos que los terminales están limpios y no presentan restos de oxido o cualquier otro elemento que dificulte la conexión. - El cable de conexión esté soldado con estaño en su extremo. - La unión entre el terminal o borne de la batería y el cable conductor se realice mediante un sistema de presión en forma de abrazadera. - Se debe aplicar grasa conductora y protectora en los las abrazaderas y bornes de las baterías. Una vez realizadas las conexiones de las celdas del acumulador, se deben adoptar las medidas de protección necesarias para evitar el cortocircuito accidental de los terminales del acumulador, por ejemplo, mediante cubiertas o fundas aislantes. Ya sean suministradas por los fabricantes de las baterías, mediante la utilización de cubiertas estándar o mediante la utilización de aislantes termorretráctiles. Es importante conocer cual debe ser el voltaje nominal del acumulador, este se fijará en función del voltaje necesario de salida del acumulador, el cual viene condicionado por las características de nuestro inversor y de nuestro regulador. Los valores más habituales de tensión del acumulador son 12, 24, 36 y 48 voltios. Cada celda de plomo-ácido tiene un potencial de nominal de 2 voltios, colocando diversas celdas en serie alcanzamos el voltaje necesario, por ejemplo, con 12 celdas en serie tendremos 24 voltios de salida en nuestro acumulador. Con esto tendremos una capacidad en Ah determinada, que será el producto del número de celdas por la capacidad de cada una de ellas, a esto le llamaremos rama o línea de celdas. Si deseamos aumentar la capacidad del acumulador deberemos colocar sucesivas líneas de celdas en paralelo con las anteriores, lo que no modificara el voltaje de salida del acumulador, pero sí su capacidad. Por lo tanto, al realizar el montaje del acumulador, se debe comprobar que el conexionado serie-paralelo de las celdas es el indicado en el plano correspondiente, prestando especial atención a la polaridad de los bornes. También se debe comprobar que al conexionar el acumulador las diferentes filas en paralelo de celdas o vasos mantengan el mismo potencial, de manera que al

interconectarlas no se produzcan desequilibrios de tensión o caminos preferentes para la corriente eléctrica. En el caso de utilizar baterías compactas, la forma de actuar es idéntica a sí lo hacemos con vasos o celdas independientes, salvo que en vez de trabajar con valores de 2 voltios por unidad, trabajamos normalmente con 12 voltios por batería. Ejemplo. Vamos a calcular cuantos vasos individuales de 2 V y 40 Ah necesitamos en serie y paralelo para montar un acumulador de 48 V se salida y una capacidad nominal de 1120 Ah. Vasos en serie = 48 V / 2 V = 14 Capacidad de la linea de vaos en serie = 14 * 40 Ah = 560 Ah Líneas en paralelo de vasos = 1120 Ah / 560 Ah = 2

2.2.9. Puesta en funcionamiento del acumulador. Cuando vayamos a manipular el acumulador debemos tener en cuenta algunas normas y formas de actuación para evitar accidentes y daños a la instalación.

2.2.9.1. Etiquetado. Cada vaso o batería del acumulador debe estar etiquetado, para asegurarnos de su correcta utilización.

2.2.9.2. Manipulación. Hay que tener mucho cuidado al mover las baterías y se debe evitar, la sujeción de las celdas o baterías por los bornes ya que les puede producir daños irreparables. Hay que prestar especial atención a la forma de colocar las baterías en las bancadas para evitar situaciones de inestabilidad y facilitar su colocación. Una vez puesta en marcha el acumulador, hay que evitar que los elementos metálicos de elevación se enganchen con los bornes y produzcan un cortocircuito. Además el aparejo de elevación debe disponer de protección de seguridad para atmósferas inflamables.

2.2.9.3. Proceso de puesta en marcha. Para la puesta en marcha del acumulador, hay que establecer los niveles de electrolito indicados por el fabricante y seguir el procedimiento adecuado para ello, que siempre viene claramente especificado en la información técnica. Normalmente el procedimiento consiste en ir añadiendo ácido a una cantidad de agua desmineraliza o destilada hasta alcanzar una concertación adecuada de ácido. La medida de la concentración de ácido se suele realizar con un densímetro, cuyo procedimiento de uso es muy sencillo. Normalmente los densímetros los suministra el mismo fabricante de las baterías.

2.2.10. Protecciones del acumulador. Una batería en cortocircuito puede proporcionar miles de amperios durante varios segundos. Para evitar daños irreparables en el banco de baterías, así como en el cableado, se necesita la protección de un fusible entre el banco de baterías y la carga. A este fusible se le denomina fusible de batería. Como los valores de la corriente de cortocircuito son muy elevados se necesitan fusibles especiales, ya que una violenta fusión del fusible puede convertirse en un proceso de soldadura eléctrica entre los dos contactos, obteniéndose una conexión permanente entre sus terminales, en lugar de una rápida acción de apertura entre los mismos. Además, dado que estos fusibles están ubicados dentro del cuarto de baterías, es importante evitar efectos secundarios durante el período de apertura, como la explosión del mismo o la formación de un arco eléctrico entre sus terminales, lo que podría provocar una reacción química violenta del hidrógeno producido por las baterías durante el proceso de carga. Un fusible que cumple con estos requisitos es el llamado limitador de corriente o fusible de tipo T. Hay dos tipos de fusibles utilizables en baterías: Los fusibles de acción lenta y los fusibles de acción rápida. El tiempo de apertura para ambos tipos de fusibles sólo difiere cuando la corriente alcaza el 200% del valor nominal. Todos los fusibles interrumpen el circuito fundiendo un trozo de conductor, lo que requiere el reemplazo de la unidad. Además del fusible de batería, se debe proteger el acumulador con un interruptor automático, que no se destruye cuando la corriente excede el valor nominal de trabajo del mismo. Este tipo de interruptores son los magnetotérmicos, en ellos el calor generado por la corriente excesiva actúa sobre un mecanismo sensible al calor, que abre el circuito. También se activan ante corrientes puntuales muy elevadas debido a un mecanismo magnético. Si se desea instalar un interruptor entre el banco de baterías y la carga, es recomendable utilizar un interruptor donde el fusible de batería esté incorporado.

Los interruptores utilizados en el acumulador deben ser especiales, para evitar la formación de un arco eléctrico al abrirse el circuito de carga. Hay diversos tipos de interruptores con estas características, los más habituales son interruptores sumergidos en aceite, dentro de una caja hermética. La inmersión de los contactos en aceite, dentro de una caja hermética, impide la formación de arcos eléctricos, que pueden provocar explosiones. Otros elementos de protección del acumulador son los diodos de aislamiento del acumulador. Estos diodos impiden, en caso de necesidad que se produzcan corrientes inversas hacia el acumulador, y en caso de proceso de carga normal quedan anuladas. Además de los fusibles, interruptores magnetotérmicos e interruptores generales, las líneas eléctricas del generador deben estar protegidas contra sobre tensiones, producidas por descargas atmosféricas, mediante varistores, que deriven a tierra posibles corrientes parásitas. Como en otros casos ya mencionados, los varistores deben soportar tensiones 1,5 veces superiores a los valores teóricos de voltaje entre la línea eléctrica y tierra.

2.3. Seguidor del punto de máxima potencia. Como ya se ha indicado en la lección 7, el generador solar fotovoltaico tiene unas características no lineales, que podemos observar en su curva de I-V, de manera que según sea el nivel de irradiación solar que incide sobre el generador, su temperatura de trabajo y su carga eléctrica, nos entregará una determinada potencia. Como es normal, para cualquier conjunto de condiciones irradiacióntemperatura existe una única carga a la que el generador entrega su máxima potencia, pero la carga que conectamos al generador no se pueden elegir arbitrariamente, por lo que resulta imposible hacer trabajar al generador en las condiciones óptimas sino aplicamos una carga variable según las condiciones ambientales. Por lo tanto, si se conecta a la salida del generador un equipo que adapta el valor de la carga que “ve” el generador a unas determinadas condiciones de irradiación y temperatura, se puede obtener un valor de tensión y corriente, a la salida de dicho equipo, que haga máxima la potencia suministrada por el generador. Estos dispositivos se denominan seguidores del punto de máxima potencia, aunque en realidad son unos simples convertidores CC/CC variables, cuya función es convertir un nivel de tensión continua, adecuado para obtener la máxima potencia del generador, en otro nivel de tensión continua adecuado a la carga que tenemos conectada. En el caso de sistemas que necesiten acumulador, es este elemento el que fija la tensión de trabajo a la salida del seguidor del punto de máxima potencia. En este caso el seguidor puede ser un equipo independiente, situado antes de la entrada al regulador de carga del acumulador o estar integrado en el propio regulador.

En el caso de un sistema conectado a red, la tensión de trabajo del inversor será la que nos fije la tensión de salida del seguidor del punto de máxima potencia. En estos casos el seguidor de máxima potencia suele estar integrado en el inversor, para facilitar el trabajo del sistema. En definitiva, el seguidor del punto de máxima potencia es un dispositivo lectrónico que hace que el generador “vea” una impedancia variable a su salida, que se adapta en función de las condiciones de trabajo del generador y de la carga. Existen diversos dispositivos electrónicos para realizar el acoplamiento de la carga y obtener la potencia máxima a la salida del generador. Pero, en principio, todos los dispositivos funcionan de manera análoga, consisten en un sistema dotado de un microprocesador que controla las diferentes funciones en función de unos datos. Los datos con que trabaja el sistema son básicamente el voltaje y la corriente de entrada, desde el generador, y la corriente y voltaje de entrada a la carga. El sistema va barriendo diferentes posibilidades de salida hasta encontrar el punto máximo, donde se estabiliza. Según varían las condiciones el sistema va repitiendo el proceso hasta encontrar la mejor solución posible. El mejor o pero funcionamiento del sistema depende del algoritmo de control, del sistema de barrido para la aproximación, la forma de comparar los datos y del sistema de regulación del voltaje de salida. El rendimiento o eficiencia de los sistemas de seguimiento del punto de máxima potencia varían entre el 93% y el 99%, es decir, absorben entre un 7% y un 1% de la energía que reciben, dependiendo de las condiciones de trabajo. Cuanta menos diferencia haya entre la corriente de entrada y de salida las pérdidas serán menores. Pero aplicando este tipo de sistemas logramos aumentar la energía que nos suministra el generador entre un 10% y un 30%, aunque teóricamente podría alcanzarse un 45%, dependiendo del modelo de seguidor y de las condiciones de trabajo. Lo que puede suponer un enorme ahorro anual. Los sistemas de seguimiento del punto de máxima potencia están recomendados para instalaciones de más de 300 W considerándose, para instalaciones menores, que es preferible incrementar la superficie del generador. Los seguidores del punto de máxima potencia pueden ser equipos independientes, pero hoy día es muy común que esta función esté integrada en los reguladores de carga de las baterías, en las instalaciones aisladas, o en los inversores, en las instalaciones conectadas a red.

2.5. Convertidor de CC/CC. El convertidor de Corriente Continua / Corriente Continua (CC/CC ó DC/DC en inglés) es un circuito eléctrico que recibe una entrada de corriente continua y tiene una salida de corriente continua de diferente voltaje. Los convertidores tienen dos aplicaciones básicas: - Actuar como seguidores del punto de máxima potencia del generador.

- Permitir utilizar elementos de consumo, que funcionan a otra tensión nominal de corriente continua a la que acumulador posee. Existen diversos tipos de convertidores de CC/CC: - Convertidores elevadores, que convierten una tensión de baterías a otra tensión más alta. - Convertidores reductores, que convierten una tensión de baterías a otra tensión más baja. - Convertidores de múltiples salidas, que con una misma tensión de entrada pueden ofrecer varias tensiones de salida. - Convertidores de entrada variable, son los convertidores que dan una salida fija independientemente del voltaje de entrada. Las características estándar de los convertidores CC/CC son: - Rendimiento normalmente situado en torno al 90% a la potencia máxima. - Margen de tensión de entrada ± 25 % de la tensión nominal de entrada. - Rizado máximo permisible a la salida 5% de la tensión nominal de entrada. - Tensión de salida ± 15% de la tensión nominal de salida. Los convertidores deben tener las siguientes protecciones: - Contra sobrecargas y cortocircuitos por limitación de la corriente de salida. - Contra subtensión desconectando el convertidor si la tensión de entrada es insuficiente. - Contra sobretensión de salida, limitando la tensión de salida. - Contra inversión de polaridad a la entrada. - Entrada y salida aisladas entre sí para evitar corrientes indeseadas.

2.6. Rectificador de CA/CC. En un rectificador de corriente alterna a corriente continua es el elemento o circuito que permite convertir la corriente alterna en corriente continua. Dependiendo de las características de la alimentación en Corriente Alterna que emplean, se los clasifica en monofásicos, cuando están alimentados por una fase de la red eléctrica, o trifásicos cuando se alimentan por tres fases. Atendiendo al tipo de rectificación, pueden ser de media onda, solo se utiliza uno de los semiciclos de la corriente, o de onda completa, donde ambos semiciclos son aprovechados. El tipo más básico de rectificador es el rectificador monofásico de media onda, constituido por un único diodo entre la fuente de alimentación alterna y la carga. No obstante el sistema más utilizado en la actualidad es el rectificador monofásico de onda completa. En este caso, vemos como circula corriente por la carga, en el mismo sentido, en los dos semiciclos, con lo que se aprovechan ambos y se obtiene una corriente rectificada más uniforme que en el caso del rectificador de media onda, donde durante un semiciclo se interrumpe la circulación de corriente por la carga.

La forma de onda de la corriente rectificada de salida, será la de una corriente continua pulsatoria, pero en este caso con una frecuencia de pulso doble de la de la corriente alterna de alimentación. Como se puede apreciar en la figura anterior la corriente continua obtenida a la salida del rectificador es pulsatoria, lo que la inutilizaría para la mayoría de las aplicaciones electrónicas. Para evitar este inconveniente se procede a un filtrado para eliminar el rizado de la señal pulsante rectificada. Esto se realiza mediante filtros RC (resistenciacapacidad) o LC (inductancia-capacidad), obteniéndose finalmente a la salida una corriente continua constante, aunque con un cierto nivel de rizado. Cuanto más avanzado sea el sistema de filtrado menor será el rizado de la onda. Los rectificadores tienen diversas aplicaciones en las instalaciones fotovoltaicas, las principales son las siguientes: - En el caso de instalaciones que disponen de un generador no fotovoltaico, que puede ser eólico, minihidráulico o un grupo electrógeno, muchas veces producen corriente alterna, que es necesario rectificar para almacenarla en el acumulador. - En algunas instalaciones que tenemos conectadas a red, pero que por alguna circunstancia disponen de baterías, puede ser necesario alimentar el acumulador con energía de la red, para lo que necesitamos un rectificador. Por motivos de seguridad es necesario que el rectificador incorpore diversos sistemas de seguridad, que mencionamos a continuación: - Un medio de desconexión de la red eléctrica fácilmente accesible. - Fusible limitador de corriente como protección a la entrada. - Filtro antiparásitos de red que reduce el ruido conducido, generado por la conmutación del propio rectificador. - Sistema de protección contra sobrecargas y cortocircuitos en la salida mediante un circuito limitador de corriente. - Sistema de protección contra sobretensiones de salida. Si la tensión de salida sobrepasa el límite establecido, un circuito impide el funcionamiento del rectificador. - Sistema de protección contra sobrecalentamiento, que la desconecte automáticamente. Otras medidas importantes de cara al correcto funcionamiento del rectificador son: - Conectarlo a una toma de tierra. - Utilizar cables de conexión a la red eléctrica con una sección adecuada a la potencia absorbida. - Si se desea conectar varios rectificadores en paralelo debemos ajustar la tensión de salida de todos ellos con una diferencia entre ellas lo menor posible. - Unir las salidas en la carga utilizando cables de sección no mayor que la apropiada, y de igual longitud.

2.7. Inversor de CC/CA. El convertidor de CC/CA o inversor de corriente es un dispositivo electrónico que permite convertir la corriente continua de un voltaje determinado en corriente alterna de otro voltaje, ya sea para aplicarla directamente sobre elementos de consumo o para verter a red. Los inversores se han de utilizar tanto en instalaciones conectadas a red como en muchas instalaciones aisladas. Los inversores de corriente han tenido un rápido desarrollo en los últimos años debido a los avances en la tecnología de dispositivos semiconductores, lo ha dado lugar a un incremento de la eficiencia en la conversión CC/CA, un aumento de su fiabilidad y una reducción creciente del precio de los equipos. Si el inversor es perfecto la forma de la señal de salida alterna debe ser una sinusoide, que en el caso de nuestro país debe tener una frecuencia de 50 Hz. Pero esto no siempre es así y en numerosas ocasiones nuestro inversor no genera una señal perfectamente sinusoidal. Para cargas de naturaleza resistiva, como lámparas resistencias de hornos, etc. la forma de la onda carece de importancia e incluso podemos utilizar corriente continua ó alterna indistintamente. Pero en el caso En el caso de cargas inductivas, como motores, la forma de la onda de tensión es fundamental, ya que la máxima eficiencia en la rotación se produce cuando la alimentación es una onda sinusoidal. Y en nuestro país cuando la frecuencia de esa onda sea de 50 hz., ya que si la señal es una sinusoide de mayor frecuencia, llamada armónico, no producirá la rotación del motor, pero causará pérdidas por calentamiento de los bobinados de cobre y del núcleo del motor, lo que lo puede dañar gravemente. Así mismo, los inversores utilizados en instalaciones conectadas a la red eléctrica deben suministrarle una onda lo más sinusoidal posible, al igual que la de la propia red y que debe estar sincronizada con la señal de red, además de presentar su mismo valor de voltaje eficaz. En caso contrario se producirían enormes pérdidas de energía en el momento de verter la corriente eléctrica producida a la red. Este problema es el mismo en otras centrales eléctricas, pero en las instalaciones fotovoltaicas tienen una problemática mayor al partir de una producción de energía eléctrica continua.

2.7.1. Tipos de inversores. Los inversores se dividen en dos modelos básicos según el método de generación de la onda de salida: - De pulso único por semiciclo o estáticos. Son los más sencillos y en ellos se genera una onda cuadrada de la frecuencia deseada a la salida, cuya amplitud se controla para regular el valor eficaz del voltaje a generar. Una señal cuadrada puede convertirse en sinusoidal mediante filtros de potencia, aunque en los inversores monofásicos el coste del filtro es casi el mismo que el del inversor. En los

inversores trifásicos, de los que luego hablaremos, el coste del filtro es considerablemente mucho menor que el del inversor. - De pulso múltiple. En ellos se genera serie sucesiva de pulsos de igual voltaje pero de duración variable, cuya suma establece el valor del voltaje requerido en cada zona de la sinusoide deseada, para nuestra corriente alterna. Este sistema produce generalmente armónicos indeseados, lo que implica, para el filtrado de los armónicos más próximos al fundamenta, del uso de condensadores y bobinas que reducirán el rendimiento del sistema, así como dispositivos de conexión desconexión de los mismos. Aumentando la frecuencia de los pulsos conseguimos armónicos más alejados de la frecuencia principal, que son más fáciles de filtrar y con menos pérdidas de potencia. Los inversores los podemos clasificar también en función de su funcionamiento ideal, cosa que nunca se da de forma pura: - Inversores como fuente de corriente, en ellos fijamos la corriente y esta se mantiene constante aunque varíe la carga. Este tipo de inversores tiene una fuerte dependencia de la carga para funcionar correctamente ya que, para realizar un buen control y para suministrar la corriente fijada, tienen que conocer el nivel de la carga en todo momento. Además, para funcionar dentro de unos márgenes de seguridad, necesitan la presencia de una carga mínima conectada permanentemente. No obstante tienen la ventaja de que pueden soportar cortocircuitos a la salida o unas demandas puntuales muy altas para el arranque de un motor sin sufrir daños en sus componentes. - Inversores como fuente de tensión, en ellos fijamos la tensión y esta se mantiene constante aunque varíe la carga. Este tipo de inversores no tiene dependencia de la carga para funcionar correctamente. Pero sin embargo es necesario protegerlos contra los cortocircuitos mediante algún sistema de limitación de la corriente, que evite la destrucción de los componentes electrónicos. No obstante, es posible hacer que un inversor como fuente de corriente puede operar en fuente de tensión y viceversa, si se les añaden lazos de regulación de tensión o de corriente, respectivamente. Los inversores también se pueden dividir según su forma de conmutación en autoconmutados y conmutados por red. Existen otros tipos que no podríamos incluir dentro de estos tipos pero en la actualidad, en las aplicaciones fotovoltaicas, estos son los más frecuentes. A continuación hablamos de cada uno de ellos: - Los inversores auto-conmutados pueden funcionar como fuente de tensión y como fuente de corriente. Se pueden utilizar en aplicaciones aisladas de red funcionando independientemente. También pueden funcionar en instalaciones conectadas a la red, ya que pueden sincronizar su tensión de salida con la tensión de la red eléctrica. Una vez sincronizados en frecuencia y nivel de tensión con la red, pueden suministrar a la red cualquier nivel de corriente que no supere su potencia de trabajo. Estos inversores tienen grandes ventajas: - Los inversores conmutados por red funcionan como fuente de corriente, y solo funcionan correctamente conectados a la red eléctrica. Este tipo de inversores tiene algunas ventajas: Ventajas e inconvenientes de los inversores:

- Auto-conmutados - Ventajas. - Son muy seguros, un cortocircuito a la salida no les afecta. - La señal de salida es perfectamente sinusoidal. - No necesitan grandes sistemas de filtrado de la señal. - Generan la tensión y la corriente totalmente en fase con la tensión de red. - Pueden compensar potencia reactiva, haciendo que la corriente se adelante o atrase con respecto a la tensión de red - Inconvenientes. - Son bastante más caros que los inversores conmutados por red. - La potencia máxima que pueden manejar es pequeña, aunque se pueden conectar en paralelo. - El rendimiento es bastante bajo, ya que tienen muchas pérdidas. - Conmutados por red - Ventajas. - Son muy sencillos de construcción y bastante fiables. - Son mucho más baratos que los inversores auto-conmutados. - Sus principales desventajas se pueden resolver con sistemas de filtrado bastante sencillos. - Pueden manejar grandes potencias. - Inconvenientes. - Presentan un cierto nivel de corriente reactiva, o lo que es lo mismo con factores de potencia por debajo de la unidad. - Tienen un alto nivel de distorsión armónica en su señal de salida. - Presenta fallos en su conmutación cuando aparece un fallo de red. Los inversores también se pueden clasificar según el tipo de corriente eléctrica que suministran. Independientemente de ello, las formas de producir la onda son las indicadas anteriormente. La corriente que pueden suministrar puede ser: - Inversores de corriente monofásica. Utilizados fundamentalmente en instalaciones aisladas donde no se utilizan máquinas de gran potencia. - Inversores de corriente trifásica. Utilizados en instalaciones conectadas a red de potencia media y grande y en instalaciones aisladas que utilicen máquinas de cierta potencia. Los inversores, además de proporcionarnos una frecuencia de voltaje correcta, deben de regular el valor de la tensión de salida, para que coincida con determinados valores de trabajo estándar. Esto se consigue de varias formas: - Regulando la tensión antes del inversor mediante un convertidor CC/CC adecuado, anterior al inversor.

- Regulando la tensión dentro del propio inversor mediante su sistema de control, que puede ser similar a un convertidor CC/CC o variando el ángulo de fase entre voltaje e intensidad. - Regulando el ancho de los pulsos, sistema que se denomina de modulación de ancho de pulso (PWM). - Regulando a la salida del inversor mediante un auto-transformador variable, que ajusta el voltaje de salida en alterna.

2.7.2. Conceptos básicos. Hay algunos conceptos necesarios para comprender mejor las características y funcionamiento de los inversores, que vamos a comentar brevemente a continuación.

2.7.2.1. Voltaje eficaz. El voltaje eficaz es la diferencia de potencial promedio entre el polo activo y el polo neutro, a la salida del inversor, independientemente del signo de la diferencia de potencial. Se indica por las siglas VRMS.

2.7.2.2. Potencia nominal. Potencia nominal (VA). Potencia máxima, especificada por el fabricante, que el inversor es capaz de entregar de forma continua. Esta potencia nominal considera el voltaje y corriente suministrados, pero no considera el desfase que puede haber entre ellos.

2.7.2.3. Potencia activa. Es la potencia (W) real que suministra el inversor, teniendo en cuenta el desfase entre tensión y corriente.

2.7.2.4. Factor de potencia. El factor de potencia es el cociente entre la potencia activa (W) y la potencia aparente (VA) a la salida del inversor. Su valor es como máximo 1, en el caso de que no se produzcan pérdidas por corriente reactiva, este es el caso ideal en el que el inversor suministra la corriente en las mejores condiciones posibles. El Factor de

potencia, también es conocido como Coseno de phi ("), que cuantifica el desfase entre las ondas de tensión y de corriente inyectadas en la Red.

2.7.2.5. Autoconsumo del inversor. El autoconsumo del inversor, en condiciones normales de operación es la potencia es el tanto por ciento de potencia consumida comparada con la potencia nominal de salida.

2.7.2.6. Armónico. Un armónico ideal es una frecuencia de onda múltiplo entero de una frecuencia fundamental. Por ejemplo, si nuestra corriente eléctrica funciona a 50 hz., serán armónicos ideales de esta frecuencia las ondas a 100 hz., 150 hz., etc. de frecuencia. Solo la frecuencia fundamental produce potencia activa.

2.7.2.7. Distorsión armónica. Distorsión armónica total, que indicamos con las siglas THD (Total Harmonic Distortion) en tantos por ciento es un parámetro utilizado para indicar el contenido armónico de la onda de tensión a la salida del inversor.

2.7.2.8. Capacidad de sobrecarga La capacidad de sobrecarga es la posibilidad que puede tener el inversor para entregar mayor potencia que la nominal durante ciertos periodos de tiempo.

2.7.2.9. Rizado de la corriente. El rizado, algunas veces llamado fluctuación, es la pequeña variación que se puede producir sobre el valor de la onda de corriente alterna que se puede observar al rectificarse una señal de CC a CA o al invertir una señal de CC a CA.

2.7.3. Características básicas de los inversores. Las características de los inversores para instalaciones aisladas y conectadas a red se han realizado recogiendo básicamente en consideración los Pliegos de Condiciones

Técnicas del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

2.7.3.1. Inversores para instalaciones aisladas. Los requisitos técnicos de este apartado se aplican a inversores monofásicos o trifásicos que funcionan como fuente de tensión fijas. - El sistema debe funcionar autónomamente. En ellas el inversor debe ser autoconmutado y puede ser monofásico o trifásico, dependiendo de las cargas que se prevean conectar a él. - Se recomienda el uso de inversores de onda sinusoidal, aunque se permitirá el uso de inversores de onda no sinusoidal, si su potencia nominal es inferior a 1 kvA, no producen daño a las cargas y aseguran. - Como norma general, los inversores se conectarán a la salida de consumo del regulador de carga. - El inversor debe asegurar una correcta operación en todo el margen de tensiones de entrada permitidas por el sistema. - La regulación del inversor debe asegurar que la tensión de salida esté en el margen de +15% / -10% del voltaje nominal (VNOM) en cualquier condición de operación. - La regulación del inversor debe asegurar que la frecuencia de salida esté en el margen de # 2% para una frecuencia base de 50 hz., cuando VNOM está entre 220 VRMS y 230 VRMS, en cualquier condición de operación. - El inversor será capaz de entregar la potencia nominal especificada por el fabricante de forma continuada en el margen de temperatura ambiente. - El inversor debe arrancar y operar cualquier carga, especialmente aquellas que requieren elevadas corrientes de arranque (TV, motores, etc.), sin interferir en su correcta operación ni en el resto de cargas. Los inversores estarán protegidos frente a las siguientes situaciones: - Tensión de entrada fuera del margen de operación. - Operación sin batería. - Cortocircuito en la salida de corriente alterna. - Sobrecargas que excedan la duración y límites permitidos. El autoconsumo del inversor, en condiciones normales de operación (es decir, generando la onda de tensión en vacío) será menor o igual al 2% de la potencia nominal de salida. Las pérdidas de energía diaria ocasionadas por el autoconsumo del inversor serán inferiores al 5% del consumo diario de energía. Se recomienda que el inversor tenga un sistema de “stand-by” para reducir estas pérdidas cuando el inversor trabaja en vacío (sin carga). Otras características recomendables de los inversores son: - Funcionamiento completamente automatizado.

- Posibilidad de ampliación conectando otros equipos en paralelo. - Bajo nivel sonoro. - Arranque automático cuya sensibilidad puede regularse. - Led indicador de tensión de batería. - Led que indica sobrecarga en consumo. - Led de temperatura.

2.7.3.2. Inversores para instalaciones conectadas a la red. Será del tipo conexión a la red eléctrica con una potencia de entrada variable para que sea capaz de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día. Las características básicas de los inversores serán las siguientes: - Principio de funcionamiento: Fuente de corriente. - Tipo auto-conmutado. - Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador. - No funcionará en isla o modo aislado. Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y compatibilidad electromagnética (Ambas serán certificadas por el fabricante) incorporando protecciones frente a: - Cortocircuitos en alterna. - Tensión de red fuera de rango. - Frecuencia de red fuera de rango. - Sobretensiones mediante varistores o similares. - Perturbaciones presentes en la red como micro cortes, pulsos, defectos de ciclos, ausencia y retorno de la red, etc. Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operación e incorporará los controles automáticos imprescindibles que aseguren su adecuada supervisión y manejo. Además debe incorporar los controles manuales de encendido-apagado general y conexión-desconexión al generador y a la red. Además deberán tener las siguientes características: - El autoconsumo de los equipos (pérdidas en vacío) en “stand-by” o “modo nocturno” deben ser inferior a un 2% de su potencia de salida nominal. - El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0,95, entre el 25 y el 100% de la potencia nominal. - El inversor deberá ser capaz de inyectar en red corriente, para potencias mayores del 10 % de su potencia nominal. - Los inversores estarán garantizados para operación en las siguientes condiciones ambientales: entre 0 ºC y 40 ºC de temperatura y 0% a 85% de humedad relativa. - Funcionamiento completamente automatizado. - Posibilidad de ampliación conectando otro equipo en paralelo. - Bajo nivel sonoro. - Arranque automático cuya sensibilidad puede regularse.

- Led indicador de tensión de batería. - Led que indica sobrecarga en consumo. - Led de temperatura. Los inversores conectados a red deben cumplir todas las especificaciones de la red eléctrica. El inversor no deberá entregar energía a una línea sin protecciones y debe ser capaz de desconectarse automáticamente cuando aparezca un fallo, tanto en él como en la red. Unos niveles de corriente de rizado del 10% pico-pico, tienen un efecto insignificante en el sistema eléctrico. Niveles mayores del 20% pico-pico pueden ser permitidos siempre y cuando no sean continuos. Los inversores conectados a red deben realizar la búsqueda del punto de máxima potencia del generador, por lo que no es necesario un equipo adicional. En los casos en que el inversor puede actuar bidirecionalmente, como convertidor CC/CA o como rectificador CA/CC, no realiza el seguimiento del punto de máxima potencia y es el regulador de carga de baterías el que se ocupa de esta función.

2.7.5. Rendimiento de los inversores. El rendimiento del inversor es la relación entre la potencia de salida y la potencia de entrada al inversor. Para que este rendimiento sea real hay que considerar como parte del inversor los sistemas de filtrado, protecciones y transformadores que puedan actuar como elementos auxiliares del transformador. El rendimiento de los inversores depende de las pérdidas producidas por: - El proceso de conmutación, para producir la onda sinusoidal o similar. - Los elementos adicionales necesarios para obtener una onda de unas características de frecuencia y tensión adecuadas como transformadores, filtros, condensadores etc. - Los inversores, cuando actúan como fuente de tensión, tienen un rendimiento mayor a plena carga que cuando trabajan en otras condiciones. - El rendimiento de un inversor es mayor cuando la tensión continua de entrada crece. En las condiciones más óptimas y trabajando a plena carga, los inversores pueden alcanzar rendimientos entre el 90 y el 95%, incluyendo aquí todos los elementos auxiliares como filtros y demás. En la actualidad, un buen inversor se caracteriza por pérdidas de autoconsumo inferiores al 1% y el resto de los consumos se corresponden al resto de los elementos asociados a él. Para optimizar el rendimiento del inversor es fundamental que la potencia pico del generador no sea menor que la potencia nominal del inversor, ya que debe evitarse que el inversor funcione a media carga. Por otro lado sí el generador es demasiado

grande, se perderá energía debido a la limitación de corriente, de que debe disponer el inversor, para evitar sobrecargas. Es recomendable que la potencia del generador y sea 1,2 veces la potencia nominal del inversor, de esta manera el inversor funcionará en la mayoría de los casos por encima del 90% de su potencia nominal. Otra alternativa es diseñar un sistema con varios inversores cuya suma de potencias nominales sea la potencia total del sistema, pero cuya conexión sea en cascada según necesidades.

2.7.6. Protecciones de los inversores. Los inversores son equipos electrónicos de un coste considerable, que deben estar dotados de las protecciones adecuadas que garanticen su correcto funcionamiento y su vida útil. Todos los inversores, tanto los conectados a red como los de instalaciones aisladas deben de disponer de las siguientes protecciones: - Sistema que desconecte por la noche el inversor o cuando no haya condiciones suficientes de operación. - Sistema que detecte e interrumpa el funcionamiento cuando existan faltas de aislamiento en continua o en alterna. - Sistema que produzca la parada del inversor cuando se sobrecaliente. - Sistema que proteja frente a descargas eléctricas tanto en la parte de continua como en la de alterna, normalmente mediante varistores. - En los casos de sobrecarga debido a una sobretensión, procedente del generador, el inversor se debe adaptar limitando la corriente absorbida. Esta protección debe ser establecida en el diseño del inversor. - En los casos de sobrecarga debido a un incremento de la demanda de corriente eléctrica o a un cortocircuito, el inversor debe disponer de fusibles a su salida que le protejan. Estos fusibles estarán calculados para que el inversor funcione adecuadamente dentro de sus parámetros nominales. - Los inversores deben ir equipados de filtros que eliminen los armónicos que producen emisiones de radiofrecuencia que pueden interferir con las frecuencias utilizadas en los equipos de telecomunicaciones como radio, televisión o teléfono. - En los casos de conexión a la red eléctrica, el inversor debe ir equipado con las siguientes protecciones: - Es necesario aislar el inversor de la red, normalmente esto se hace mediante un transformador situado entre la red y el inversor. - Es necesario utilizar protecciones que interrumpan el funcionamiento del inversor en el caso de que este comience a verter corriente continua a la red, producido por algún fallo interno, para evitar problemas en la red. - El inversor debe de ir equipado con un sistema que solo permita su conexión a la red y al generador cuando detecte que este suministra suficiente potencia como para poder conectarse a la red satisfactoriamente.

- Sistema de medida de las condiciones de la red, como tensión de línea y frecuencia, para interrumpir la conexión en caso de que las condiciones no sean las apropiadas. - Sistema de control que detecte el funcionamiento incorrecto de una fase y desconecte el inversor en caso de producirse.

2.8. Regulador de carga de las baterías. El regulador o controlador de la carga de las baterías es un equipo electrónico, vinculado al acumulador y por tanto un elemento utilizado solamente en los sistemas fotovoltaicos autónomos, que cumple una serie de funciones fundamentales para conseguir el correcto funcionamiento del acumulador y prologar su vida el mayor tiempo posible. Estas funciones son las siguientes: - Evitar la descarga del acumulador a través del generador. Cuando por alguna razón, noche, baja insolación, sombras, etc., los paneles no pueden cargar las baterías del acumulador, el regulador aísla el acumulador del generador, evitando así su descarga. - Controlar la descarga del acumulador. La demanda de la instalación puede provocar niveles excesivos de descarga, que pueden dañar el acumulador, por lo que, en caso necesario, el regulador debe desconectar el acumulador de la instalación. - Reiniciar el proceso de carga del acumulador. Cuando la irradiación solar aumenta y la tensión del generador supera a la del acumulador el regulador debe activar de nuevo el proceso de carga. - Controlar el nivel de carga del acumulador. Cuando se alcanza un nivel de carga óptimo del acumulador y para evitar sobrecargas que puedan producir una gasificación excesiva del electrolito, el regulador debe cortar la alimentación desde el generador al acumulador. - Facilitar al usuario información sobre el estado del acumulador. Es muy habitual que los reguladores suministren información sobre los valores de tensión del acumulador, intensidad que suministra, estado de carga, etc. La elección de un regulador u otro está determinada por algunas consideraciones que mencionamos a continuación: - Los parámetros eléctricos del sistema, básicamente la tensión y la corriente de trabajo. - El tipo de proceso de recarga a que sometemos a las baterías. - El tipo de baterías utilizado. - Las funciones auxiliares que deseamos lleve incorporadas el regulador. Los numerosos modelos ofrecidos en el mercado pueden ser agrupados en dos categorías: reguladores en serie y reguladores en paralelo. Esta clasificación está relacionada con el paso que toma la corriente de carga, respecto al acumulador, cuando el regulador corta el paso de la corriente hacia el acumulador.

2.8.1. Tipos de reguladores. Los reguladores de carga se dividen según su sistema de conexionado con el generador, de manera que se pueden dividir en reguladores en serie y reguladores en paralelo.

2.8.1.1. Reguladores en paralelo En estos reguladores, cuando la tensión de las baterías alcanza un valor determinado, que supone que están cargadas, la corriente de los paneles es desviada a un circuito que está en paralelo con el acumulador. Cuando la tensión de batería baja por debajo de un valor mínimo, predeterminado, el proceso de carga se restablece nuevamente. El circuito en paralelo actúa de manera pone en cortocircuito la salida del generador, evitando la circulación de la corriente hacia cualquier otra parte de la instalación. El cortocircuito de la salida de los paneles no afecta a los mismos, pero para evitar que produzca un cortocircuito de las baterías, lo que produciría su destrucción, se deben aislar estas de la línea de cortocircuito del generador. También se suele usar un diodo en serie con las baterías y situado con polaridad inversa a ellas, para evitar su descarga. Por las características propias de este sistema de regulación, la corriente de carga del acumulador existe o no existe pero no hay niveles de carga intermedios. El circuito en paralelo con el acumulador disipa un pequeño porcentaje de la energía que pasa por él, lo que en instalaciones grandes puede suponer bastante energía, por lo que este tipo de reguladores se utiliza solo en iinstalaciones de baja potencia.

2.8.1.2. Reguladores en serie. En estos reguladores, cuando la tensión de las baterías alcanza un valor determinado, que supone que están cargadas, la corriente procedente de los paneles se interrumpe mediante el corte de la línea que comunica el campo fotovoltaico con el acumulador. El interruptor de corte evita también que se pueda producir la descarga de las baterías a través del generador. Este interruptor de corte no disipa potencia cuando está interrumpiendo la corriente de carga, por lo que este tipo de reguladores es adecuado para instalaciones de cualquier potencia. En el control serie no hay necesidad de colocar un diodo en serie, para proteger las baterías, ya que la apertura del interruptor aísla el acumulador del generador, lo que reduce pérdidas de potencia.

Existen diferentes criterios de diseño para los controles en serie. Sin embargo, en todos ellos existen dos características comunes, se alternan períodos activos de carga con períodos de inactividad y la acción del circuito de control depende del estado de carga del acumulador. Los reguladores en serie pueden funcionar de diversas formas según su diseño. Durante el período de carga algunos modelos usan un voltaje de carga de valor constante, que se corresponde con el máximo que puede suministrar el generador con las condiciones de irradiación y temperatura del momento. En otros reguladores en serie la tensión de carga está limitada por un voltaje determinado de las baterías. Este voltaje de carga se corresponde con un estado de carga de baterías de alrededor del 90 al 95% del máximo posible. A este voltaje se lo conoce como voltaje de flotación y la tensión de carga nunca supera su valor. El valor del voltaje de flotación puede ser fijo o ajustable por el usuario, dentro de un determinado margen. A medida que el voltaje de las baterías se acerca al de flotación, la corriente de carga disminuye hasta que se anula al abrirse el interruptor en serie. Cuando esto ocurre, el voltaje de las baterías comienza a bajar, en ese momento el regulador vuelve a conectar el voltaje de carga. Este proceso de conexión y desconexión es lo que se conoce como carga por voltaje de flotación.

2.8.1.3. Consideraciones generales para los dos tipos de reguladores. La frecuencia de apertura y cierre del interruptor que conecta el generador con el acumulador varía con el estado de carga del generador y las bruscas variaciones en el nivel de irradiación solar. Los reguladores que utilizan el voltaje de flotación consiguen alargar la vida de las baterías. Los reguladores en serie que no lo utilizan y los sistemas de regulación en paralelo aprovechan mejor los períodos de sol, al no limitarse la corriente de carga. En los dos sistemas de regulación, el control de sobredescarga se efectúa interrumpiendo la línea acumulador carga de consumo, mediante algún tipo de interruptor electrónico, que actúa cuando la tensión de las baterías cae por debajo de un cierto nivel, llamado voltaje de desconexión de carga. Este no debe exceder el 80% (referida a la capacidad nominal del acumulador), en instalaciones donde se prevea que descargas tan profundas no serán frecuentes. En aquellas aplicaciones en las que estas sobredescargas puedan ser habituales, tales como alumbrado público, la máxima profundidad de descarga no debe superar el 60%. No debe reanudarse el consumo hasta que la tensión de la batería no haya superado otro umbral más alto del voltaje de desconexión de carga, llamado voltaje de reconexión de carga, en este caso la carga se refiere a la carga a que sometemos a las baterías para el consumo.

Normalmente el regulador está alimentado por el generador, pero la potencia que debe absorber para su funcionamiento debe ser muy pequeña, no mayor del 3% de la energía diaria suministrada por el generador. De manera que durante la noche, o durante períodos de baja insolación, el regulador debe aislar al acumulador. En caso de que no dispongamos de reguladores capaces de manejar un valor de corriente de carga tan elevado como el que nos puede suministre el generador, es conveniente agrupar los paneles del generador en secciones. De manera que cada sección tenga un regulador independiente, el cual tendrá que soportar menor corriente de carga. Las salidas de estos reguladores se deben conectar en paralelo, para restaurar el valor de la corriente total de carga. Cuando se prevea ampliar una instalación en un futuro próximo, es conveniente, al diseñar la instalación original, considerar para cubrir las necesidades de la futura ampliación el instalar un regulador que pueda manejar la corriente del sistema ampliado, aunque se puedan conectar dos o más reguladores en paralelo, ya que es más eficaz y barato trabajar con un solo regulador. Independientemente del tipo de regulador, el proceso de carga puede seguir diversas fases o etapas. Algunos reguladores siguen todas las etapas otros solamente las dos primeras. A continuación describimos las sucesivas etapas de carga. - Primera etapa: carga inicial. El regulador inicia el proceso de carga y permite el paso de toda la corriente disponible en el generador hacia el acumulador a un voltaje que depende del tipo de regulador. El acumulador comienza a cargarse paulatinamente. - Segunda etapa: carga de absorción. Alcanzada la carga máxima del acumulador la tensión de carga se mantiene algún tiempo. En los sistemas de regulación más sencillos aquí finaliza el proceso de carga y el regulador interrumpe la corriente de carga. - Tercera etapa: carga de flotación. Una vez que las baterías están cargadas, se interrumpe el paso de la corriente de carga hasta que la tensión se reduce a un valor de entre un 90 y un 95 % de la carga máxima, manteniéndose la corriente procedente del generador, mediante un proceso de flotación, para que se mantenga este nivel de carga de las baterías. - Cuarta etapa: carga de ecualización. Periódicamente, o después de un bajo estado de carga, se somete a la batería a una ligera sobrecarga controlada. El proceso de ecualización se aplica a baterías que están sulfatadas o corren ese riesgo. El método es correctivo y consiste en someter a las baterías a una corriente de carga igual al máximo de su especificación. Este requerimiento significa que esta opción sólo es práctica en sistemas fotovoltaicos capaces de generar altos niveles de corriente de carga.

Tanto en el regulador en paralelo, como en el regulador en serie, el máximo valor de la corriente de carga está determinado por la diferencia entre la tensión de salida de los paneles y la del acumulador. Aunque ninguno de los controles permite cargar las

baterías a corriente o voltaje constantes, debido a las variaciones del nivel de la irradiación solar y la tensión del acumulador. Si las baterías llegan a estar cargadas al máximo, el regulador puede disponer de un circuito de salida de la corriente que se conoce como circuito de desvió. Esta corriente eléctrica puede ser enviada a cualquier otro uso en la instalación. El encendido de aparatos eléctricos que requieren grandes corrientes de arranque (por ejemplo motores) puede hacer que el voltaje de la batería caiga brevemente por debajo del voltaje de desconexión, aún cuando la batería tenga un aceptable estado de carga. Con el fin de evitar una interrupción indeseable de la alimentación la desconexión de la carga debe retardarse entre 3 y 30 segundos desde que se alcanza el voltaje de desconexión de carga. Hemos visto que la tensión de carga de una batería de plomo-ácido depende del estado de carga y la temperatura del electrolito. Si se prevén fuertes cambios térmicos en el lugar donde se instalarán las baterías, deberá utilizarse un regulador con sensor térmico, que le permita variar la tensión de carga en función de la temperatura de las baterías. El usuario debe estar informado de los problemas que surjan en la instalación lo más rápidamente posible. Por lo que es muy útil disponer de una alarma exterior cuando la tensión de baterías alcanza un mínimo indicativo de un bajo nivel de reserva. Los reguladores suelen disponer de un sistema de medición que puede cumplir múltiples funciones, las principales relacionadas con medir el estado de las baterías. Los modernos reguladores basados en microprocesador posibilitan la selección del tipo de batería (de electrolito líquido o tipo gel), el ajuste de los niveles de tensión, la duración de las etapas de regulación, la adquisición y presentación de datos y la selección automática del voltaje de carga del control.

2.8.2. Características de los reguladores. Los reguladores comerciales presentan una gran variedad de características, que deben ser conocidas para elegir el regulador más adecuado. Es importante indicar que la terminología utilizada varía mucho de unos autores a otros, por lo que se pueden confundir conceptos con facilidad, en este tema utilizamos tensión y voltaje, corriente e intensidad como términos equivalentes entre ellos. Las principales características a considerar se indican a continuación: - Tipo de regulador: serie o paralelo. - La tensión nominal de trabajo del regulador. Los valores más comunes son 12 V, 24 V y 48 V, dependiendo de la tensión suministrada por el generador. - La tensión máxima de trabajo del regulador. El número de paneles conectados en serie, así como el máximo valor de voltaje que puede alcanzar cada panel en circuito

abierto, determinan el mínimo voltaje de trabajo del regulador. Lo normal es que el regulador esté diseñado para soportar, como mínimo, voltajes de 1,5 veces el valor la tensión nominal del sistema. - La tensión Máxima de Carga o tensión final de carga. Tensión en los bornes de la batería a partir de la cual, la corriente eléctrica proveniente del generador es limitada por el regulador. Esta tensión debe asegurar un factor de recarga de la batería superior al 90%. - La tensión de desconexión de carga. Esta tensión deberá elegirse para que la interrupción del suministro de electricidad al consumo se produzca cuando el acumulador haya alcanzado la máxima profundidad de descarga, fijada según el tipo de trabajo de la instalación, y referida a la capacidad nominal del acumulador. - La tensión de Reconexión de carga. Tensión en los bornes de la batería a partir de la cual el regulador conecta eléctricamente el generador con el acumulador. - La tensión de alarma. Tensión de las baterías a la que el regulador activa una señal acústica y/o luminosa que indica un estado de bajo voltaje de la batería. - Intensidad máxima de trabajo del regulador. Cualquier tipo de regulador debe manejar, como mínimo, la máxima corriente de carga que puede producir el generador. Para un control en paralelo, el interruptor de carga deberá manejar, asimismo, la máxima corriente de cortocircuito del generador. - Intensidad máxima de consumo. Es la máxima corriente que puede pasar del regulador al consumo. - Las caídas internas de tensión del regulador entre sus terminales de generador y acumulador y entre sus terminales de batería y consumo. Que han de ser inferiores al 4% de la tensión nominal. - Las pérdidas de energía diarias causadas por el autoconsumo del regulador en condiciones normales de operación deben ser inferiores al 3% del consumo diario de energía. - Los sistemas de protección de que va dotado y la normativa que cumple. - Las prestaciones adicionales, como sistemas de indicación, medida, alarma, contador de consumo, etc.

2.8.3. Protecciones de los reguladores. Las protecciones del regulador son necesarias para evitar daños en este componente, fundamental en los sistemas autónomos. Las protecciones más frecuentes se indican a continuación. - Utilizar un regulador que sea capaz de trabajar con las corrientes máximas que pueda suministrar el generador incluso en las condiciones más extremas. Por lo que es necesario que el regulador esté diseñado para poder trabajar con corrientes de entre 1,5 y 2 veces el valor de la máxima corriente de carga. - Utilizar un regulador que sea capaz de trabajar con las corrientes de consumo máximas que pueda suministrar el acumulador. Por lo que es necesario que el regulador esté diseñado para poder trabajar con corrientes de entre 1,5 y 2 veces el valor de la máxima corriente de consumo. - Usar un sistema contra sobre-voltajes de entrada al regulador, generalmente producida por descargas eléctricas de tormentas.

- Usar un sistema que limite las corrientes que pueden circular por el regulador. Esto se realiza instalado un fusible a la entrada del regulador desde el generador y otro a la salida del regulador hacia la línea de consumo. Los fusibles deben tener un valor que permitan el paso de una corriente no superior a 1,5 veces la corriente de carga. - Usar un tipo de interruptores en el regulador que sea adecuado a las condiciones de trabajo. Al trabajar a bajo voltaje, pero alta intensidad de corriente, se deben emplear interruptores especiales. - Implementar protecciones contra corrientes inversas La protección contra corriente inversa es muy fácil de implementar, tanto en reguladores en paralelo, ya que de por sí incluyen un diodo de bloqueo para evitar la descarga de la batería a través del dispositivo de corte, como en reguladores en serie, utilizando alguna lógica electrónica sencilla y barata. - Usar un regulador de carga capaz de operar sin baterías, cuando el generador opera en cualquier condición de carga, limitando el voltaje de salida a un máximo de 1,3 veces el valor nominal. La operación sin baterías puede ocurrir cuando se realiza el mantenimiento de la batería o cuando se funde un fusible de protección del acumulador. - Usar reguladores que permitan la carga de la batería desde el generador con cualquier voltaje de baterías mayor que 1,5 V/vaso. Algunos reguladores no son capaces de operar con tensiones muy bajas y, por lo tanto, pueden entonces bloquear la corriente de carga procedente del generador. - Los reguladores deben estar protegidos contra posibles daños provocados por impactos mecánicos y por condiciones ambientales adversas (humedad, polvo, insectos, etc.). Al mismo tiempo, debe permitirse la ventilación de los componentes del regulador. - Los reguladores deben estar dotados de protecciones o apantallamientos que eviten la producción de interferencias electromagnéticas en otros equipos electrónicos. Este fenómeno es muy común en los procesos de apertura y cierre de interruptores.

2.9. Transformador. La corriente eléctrica alterna puede ser transformada fácilmente en otra corriente alterna mediante un instrumento eléctrico denominado transformador. La diferencia entre ambas corriente será el voltaje y la intensidad, permaneciendo constante la potencia. El funcionamiento de un transformador se basa en el principio de inducción electromagnética, que en líneas generales se puede describir de la siguiente manera: Cuando a una bobina, denominada primario, se le conecta un generador de corriente alterna se genera un flujo magnético, que a su vez genera, en otra bobina próxima, denominada secundario, una fuerza electromotriz o lo que es igual, una tensión. Cuanto más cerca se coloquen las bobinas una de la otra, mejor alcanzará el flujo magnético del primario el secundario y menos energía derrochará. Además si ambas bobinas están enrolladas alrededor de un núcleo de hierro común el efecto es mucho más intenso y las pérdidas de energía menores.

Por tanto, se puede afirmar que un transformador es un aparato de corriente alterna en el cual, por medio de una corriente alterna en su entrada se genera una corriente alterna en su salida. El núcleo de hierro sobre el que se enrollan ambas bobinas no está formado por una sola pieza, sino que está constituido por láminas o chapas de acero aisladas eléctricamente entre sí por un recubrimiento de barniz que se les aplica antes de unirlas. De esta manera se evitan las pérdidas de energía debidas a las corrientes de Foucault que circulan por el núcleo de hierro calentándolo. El comportamiento ante la tensión viene determinado por el número de espiras o vueltas del solenoide o bobina del primario y del secundario, como veremos a continuación. Los transformadores modernos presentan un alto rendimiento que suele ser superior al 90 %. Si consideramos que el rendimiento es del 100 % se cumplen las siguientes ecuaciones. Vp/Vs = np/ns = Is/Ip Donde: Vp es la tensión alterna de entrada en el primario; Vs es la tensión de salida del secundario; np es el número de espiras del primario; ns es el número de espiras del secundario; Is es la intensidad de entrada en el primario; Ip es la intensidad de salida en el secundario. En estas circunstancias la potencia se mantiene constante. Pp = Ps Donde: Pp es la potencia de entrada en el primario; y Ps es la potencia de salida del secundario. Existen transformadores monofásicos y transformadores trifásicos, cuyo diseño es ligeramente diferente aunque se basan en los mismos principios. En las instalaciones fotovoltaicas los transformadores presentan diversas aplicaciones, las principales son: - Formar parte de los rectificadores para acoplar la tensión de la corriente alterna a la necesaria de corriente continua. - Como aislamiento físico del inversor en los sistemas conectados a red. - Como elemento de acoplamiento de la tensión de salida del inversor a la tensión de red. - En algunos casos como elemento de acoplamiento de la tensión de red a la tensión de funcionamiento de las baterías. Los transformadores son un elemento muy habitual en múltiples aplicaciones y tienen un proceso de fabricación muy estandarizado, por lo que su precio es muy estable.

2.10. Elementos de protección. Aunque los sistemas de protección, como ya se ha mencionado, se encuentran en todos los elementos de la instalación, existen cajas y armarios de distribución y conexión donde se concentran algunos elementos adicionales de protección. Los elementos de protección que podemos encontrar en estas cajas o armarios son mencionados a continuación. Los varistores, interruptores magnetotérmicos, interruptores diferenciales y fusibles deben de colocarse en las cajas generales de conexión y distribución, identificados claramente. Además en la caja de conexión debe haber un listado claro y concreto de cada uno de los elementos con sus principales características y un esquema eléctrico del conjunto de la caja.

2.10.1. Toma a tierra. Todas las superficies metálicas y armazones, que pudieran ser tocadas por el personal o que pudieran transmitir el pulso eléctrico inducido por el rayo y que pudieran afectar a nuestra instalación, deben estar conectadas a tierra mediante los sistemas normalizados para tal efecto. La toma a tierra es en realidad un camino de poca resistencia a cualquier corriente de fuga para que cierre el circuito "a tierra" en lugar de pasar a través del usuario o del equipo que protege. Consiste una pieza metálica enterrada en una mezcla especial de sales y conectada a la instalación eléctrica a través de un cable. En las instalaciones domésticas el hilo de tierra se identifica por ser su aislante de color verde y amarillo.

2.10.2. Varistores. Una de las causas más frecuentes de las averías en nuestras instalaciones son las descargas eléctricas producidas por las tormentas. Un dispositivo básico para proteger nuestros equipos de las tormentas eléctricas son los varistores. Se deben de colocar varistores entre todos los cables conductores y las tomas a tierra, adaptando el valor del varistor a las características de la tensión con que trabaja cada conductor. Para que este proceso sea eficaz el varistor debe ser muy rápido en respuesta, ya que las descargas se muevan a una enorme velocidad a través de los conductores. El valor del voltaje que los varistores deben permitir en el conductor con respecto a tierra no debe ser superior a un valor entre 1,1 y 1,5 veces el voltaje máximo, que deba presentar dicho conductor. El valor del varistor también se debe adaptar a los valores estándar en el mercado.

2.10.3. Interruptores magnetotérmicos. Los interruptores permiten cortar manualmente el flujo de corriente en caso de una emergencia o para un mantenimiento programado. El interruptor habitualmente utilizado en las instalaciones es el magnetotérmico. El interruptor magnetotérmico es un dispositivo electromecánico que se coloca en las instalaciones eléctricas con el fin de protegerlas frente a las intensidades excesivas. El interruptor magnetotérmico aprovecha para su funcionamiento dos de los efectos producidos por la circulación de corriente eléctrica por un circuito, el magnético y el térmico. El valor de la corriente que deben permitir pasar los interruptores magnetotérmicos no debe ser superior a un valor entre 1,1 y 1,5 veces la corriente máxima, que deba circular por la rama de la instalación que protegen. El valor del interruptor se debe adaptar a los valores estándar en el mercado.

2.10.4. Interruptor diferencial Un interruptor diferencial es un dispositivo electromecánico que se coloca en las instalaciones eléctricas con el fin de protegerlas y proteger a las personas de las derivaciones causadas por faltas de aislamiento entre los conductores activos y tierra o masa de los aparatos. En esencia, el interruptor diferencial consta de dos bobinas, colocadas en serie con los dos conductores de alimentación de corriente, que producen campos magnéticos opuestos, y un núcleo o armadura que mediante un dispositivo mecánico adecuado puede accionar unos contactos. Cuando existe una diferencia entre las corrientes que circulan por cada una de las dos bobina, producida por el hecho de que una parte de la corriente que circula por uno de los conductores se derive a tierra, se produce un campo magnético resultante que atrae un núcleo metálico, que provoca la apertura de unos contactos e interrumpiendo el paso de corriente hacia la carga. Mientras no se rearme manualmente el dispositivo, una vez subsanada la avería, el interruptor diferencial no permitirá el paso de corriente. Los interruptores diferenciales siempre se sitúan en la parte de la instalación que trabaja con corriente alterna y con voltajes superiores a 48 Voltios. En las instalaciones domésticas se instalan normalmente interruptores diferenciales que se actúan con una corriente de fuga alrededor de los 30 mA y un tiempo de respuesta de 50 ms , lo cual garantiza una protección adecuada para las personas y cosas.

2.10.5. Fusibles. Se denomina fusible a un dispositivo, constituido por un hilo o lámina de un metal o aleación de bajo punto de fusión que se intercala en un punto determinado de una instalación eléctrica para que se funda, por efecto Joule, cuando la intensidad de corriente supere, por un cortocircuito o un exceso de carga, un determinado valor que pudiera hacer peligrar la integridad de los conductores de la instalación con el consiguiente riesgo de incendio o destrucción de otros elementos. Los fusibles se instalan en las líneas de transporte de electricidad, Los fusibles pueden ser de muy diversos tipos y tamaños, dependiendo de la intensidad y el voltaje de trabajo de la instalación a proteger, Asimismo, existen tipos de fusión extrarrápida, rápida y lenta, dependiendo de las características de la instalación a proteger. Los fusibles deben de situarse serie con cada uno de los equipos a proteger. Los fusibles que trabajan en la zona de la instalación con bajo voltaje son muy diferentes de los fusibles que trabajan en la zona de medio y alto voltaje. Dado que las características de la corriente y las prestaciones de los fusibles deben ser distintas. El valor de la corriente que deben permitir pasar los fusibles no debe ser superior a un valor entre 1,1 y 1,5 veces la corriente máxima, que deba circular por la rama de la instalación que protegen. El valor del fusible también se debe adaptar a los valores estándar en el mercado.

2.11. Elementos de monitorización y control. Los elementos de monitorización y control son sistemas eléctricos o electrónicos que permiten controlar el funcionamiento del sistema fotovoltaico. Existen básicamente dos tipos de sistemas de monitorización y control. - Sistemas manuales. - Sistemas computarizados.

2.11.1. Sistemas manuales. En estos sistemas los datos son suministrados por los polímetros o luces de los distintos elementos componentes de la instalación. El control lo realiza el usuario directamente utilizando interruptores y conmutadores, que están integrados en los distintos equipos. Algunos de estos interruptores y conmutadores activan contactores electromagnéticos cuyo funcionamiento es análogo a los relés y que se emplean para el control o gobierno de sistemas de mediana y gran potencia.

Este tipo de control se utiliza fundamentalmente en pequeñas instalaciones sin demasiados componentes y sistemas.

2.11.2. Sistemas computarizados. Los sistemas computarizados son equipos informáticos que están permanentemente capturando señales de estado del sistema bajo su control. Sus funciones básicas son: - Impartir las instrucciones pertinentes de funcionamiento a los diferentes elementos del sistema, según los procedimientos establecidos. - Detectar las desviaciones de los parámetros preestablecidos de funcionamiento normal del sistema. - Actuar para llevar al sistema de vuelta a sus condiciones normales de funcionamiento. - Presentar los datos del estado de funcionamiento del sistema al usuario u operario de mantenimiento. - Registrar las series de datos históricas de funcionamiento del sistema. Dada la enorme flexibilidad de los programas que pueden manejar los equipos informáticos, su reducción de costes, su alta fiabilidad y sus posibilidades de utilización en la más variada cantidad de aplicaciones, ha hecho que se estén imponiendo como los elementos básicos de control de todo tipo de instalaciones, especialmente medianas y grandes. En las instalaciones podemos tener diversos equipos con sus diferentes sistemas de control y monitorización, algunos de estos equipos separados físicamente distancias incomodas para el usuario, que proporcionan informaciones parciales y a veces incompletas. Todo esto se supera con la utilización de equipos informáticos centralizados y centralizadores del control y de la información. Que permiten incluso su control y revisión a grandes distancias. Todas estas ventajas están llevando a un paulatino avance hacia equipos estandarizados y modulares que permiten un control informático centralizado. Que, de momento, son ligeramente más caros, pero que con su generalización bajarán notablemente de precio. Es recomendable, que los sistemas de monitorización, proporcionen medidas, como mínimo, de las siguientes variables: - Tensión y CC. del generador. - Voltaje de salida del generador. - Potencia CC consumida. - Potencia CA consumida. - Contador volumétrico de agua en instalaciones de bombeo. - Irradiación solar en el plano de los módulos. - Temperatura ambiente en la sombra. - Voltaje de salida del acumulador.

3. Dimensionado de las instalaciones solares fotovoltaicas En la presente lección vamos a estudiar la forma de dimensionar los diferentes componentes de una instalación fotovoltaica. Para ello vamos a analizar previamente las distintas configuraciones y después los métodos de dimensionado.

3.1. Introducción. Una instalación solar fotovoltaica consiste en un conjunto de componentes integrados en un sistema, de manera que cada uno de ellos cumple con una o más funciones específicas, con el fin de que ésta pueda suministrar la energía eléctrica demandada, por la carga o fin a la que se ha destinado la instalación. Los diferentes componentes que pueden formar parte de una instalación ya han sido descritos con anterioridad, ahora deberemos analizar cuales de ellos son necesarios en cada tipo de instalación. Evidentemente, cada aplicación determina el tipo, número y características de los componentes que deberán utilizarse en el sistema. Y dado que existe una gran cantidad de aplicaciones posibles, esto implica que existe una gran variedad de sistemas con configuraciones y características muy diferentes. Por motivos evidentes, dada su complejidad y especialización, no las vamos a tratar en esta lección el diseño y dimensionado de las instalaciones fotovoltaicas en el espacio. Tampoco abordaremos de forma específica el dimensionado de diversos tipos de instalaciones muy particulares como las de productos de consumo o las de protección catódica, pero los principios recogidos en estas páginas son los mismos para estas aplicaciones. Las instalaciones fotovoltaicas terrestres las vamos a tratar de forma general, de manera que primero abordaremos los aspectos comunes a los dos grupos de instalaciones: - Instalaciones aisladas de la red eléctrica. - Instalaciones conectadas a la red eléctrica. Posteriormente abordaremos los aspectos específicos de dimensionado de cada una de ellas.

3.2. Elementos de la instalación fotovoltaica. Evidentemente, la carga determina el tipo, número y características de los componentes, que deberán utilizarse en el sistema. Y dado que existe una gran

cantidad de aplicaciones posibles, esto implica que existe una gran variedad de sistemas con configuraciones y características muy diferentes. Para tener una completa definición de los elementos que forman parte del sistema deberemos tener en cuenta los siguientes aspectos: - El tipo de corriente eléctrica utilizada por nuestra carga, que puede ser corriente continua (CC), corriente alterna (CA) o ambas simultáneamente. En el caso de tener que utilizar una CC deberemos utilizar un convertidor de CC/CC, que adaptara el voltaje suministrado al necesitado por la carga. Si debemos utilizar CA necesitaremos incorporar al sistema un inversor, que transforme la CC proporcionado por el sistema en CA. Y si necesitamos para nuestra carga CC y CA, entonces, necesitaremos ambos elementos de conversión. - La cantidad de corriente, que circula por los conductores en las distintas zonas de la instalación. Esto implica la selección del conductor a utilizar, que debe tener en cuenta varios factores, como son: la capacidad del cable de conducir la corriente máxima que debe circular por el mismo sin deteriorarse. - Las características de donde se ha de realizar el cableado de la instalación (empotrado, aérea, etc.). Esto determina el tipo de aislamiento del conductor, el tipo de conductor (sólido o multifilar) y el material con que está hecho el conductor (cobre o aluminio). - El régimen de uso, es decir, si la energía se usa en un periodo diurno, nocturno, mixto o irregular. - En un régimen de uso es exclusivamente nocturno, el sistema deberá almacenar energía durante el día, para utilizarla durante la noche. Esta necesidad se traduce en la incorporación de un acumulador, del cual se extraerá la energía demandada por la carga durante las horas nocturnas. La presencia del acumulador obliga a usar un control de carga y otros elementos auxiliares. - Si el uso es exclusivamente diurno no se necesitará un acumulador. En este caso, el sistema deberá ser capaz de entregar la máxima potencia requerida por la carga, para lo cual deberá tener un equipo adaptador a sus condiciones específicas. - Si el régimen de la carga es mixto (diurno y nocturno), parte de la energía a generada deberá cargar el acumulador y el resto deberá satisfacer la carga diurna. Ello implica que, la parte generadora, deberá satisfacer los dos requisitos durante la duración del día solar. - Si el sistema que debe alimentar motores eléctricos, el régimen de carga no es constante es irregular, dado que el arranque de motores eléctricos requiere más corriente que cuando éstos giran a velocidad de régimen. Este pico de corriente debe ser considerado al diseñar la instalación ya que esto implica un sistema acumulador que compense el pico de demanda puntual. - La rapidez del consumo, es decir la energía consumida por unidad de tiempo, o lo que es lo mismo, la potencia que debe suministrar el sistema. La potencia requerida determina el tamaño del sistema de colectores y del sistema de acumulación. No obstante, el tamaño del sistema de colectores también viene determinado por la potencia máxima del módulo. - La cantidad total de energía que consumirá la carga en un período de tiempo determinado, generalmente un día, en kWh. A mayor consumo necesitaremos más módulos, un sistema de acumulación mayor y unos elementos de control adecuados.

- El margen de seguridad. Es decir, el periodo de tiempo para el que debe estar dimensionado el acumulador, de manera que suministre la energía necesaria a la instalación, sin recibir aportaciones de energía del generador. Este periodo normalmente se indica en días y evidentemente condiciona el tamaño del acumulador. - El lugar donde ha de funcionar la instalación. Como es evidente no se puede trabajar con el mismo margen de seguridad ni con los mismos equipos para una instalación situada en el espacio que para otra situada en tierra. - Las condiciones ambientales como el nivel de insolación del lugar, su temperatura o la cantidad de irradiación directa que reciben los módulos, afectan al número de módulos que componen el generador. A menor insolación, mayor temperatura o menor irradiación directa será necesario incrementar el número de módulos para conseguir una potencia de producción equivalente. - La situación de los módulos, como en el caso de que existan sombras que les afecten o tengan que estar situados en condiciones poco optimas de orientación. De darse estas circunstancias será necesario incrementar el número de módulos para conseguir una potencia de producción equivalente. - El tamaño del acumulador a utilizar condicionará a su vez las dimensiones de cada uno de sus componentes. El acumulador tiene al menos tres componentes: el banco de baterías, el control de carga y el fusible de protección. - El banco de baterías está compuesto por un conjunto de baterías conexionadas en serie o en paralelo y que sirven para almacenar la energía producida por el generador. - El control de carga garantiza un régimen adecuado para las baterías, y evita la descarga de las mismas a través de los módulos durante la noche, cuando el voltaje de salida es nulo. Muchos equipos de control de carga presentan funciones auxiliares. La más común es la monitorización del proceso. - El fusible de baterías es incorporado al sistema como un elemento de seguridad. Aún cuando el banco de baterías conste de una sola unidad, un cortocircuito accidental entre los bornes de salida significa que la corriente que circula por la batería alcanzará valores muy elevados de corriente, que pueden provocar incluso la explosión de la batería. - La aplicación concreta para la que se ha destinado la instalación, ya que no es lo mismo ni requiere los mismos componentes una instalación destinada a autoabastecimiento en un lugar aislado, que una instalación para producción energética que vertemos a la red. - La necesidad de aprovechar el máximo las horas de operación, por ejemplo para el bombeo de agua. Esto implica la utilización de dos componentes en el sistema: un seguidor automático del punto de máxima potencia en el generador y un seguidor del punto óptimo de funcionamiento de la bomba, que permite el arranque del motor de bombeo en condiciones en las que el generador proporciona poca energía. - La necesidad de obtener el máximo rendimiento, por ejemplo en grandes instalaciones destinas a producir energía que se vierta a red, es posible que sea necesario introducir sistemas mecánicos de seguimiento del sol. Lo que implica también nuevos equipos de control y monitorización. En función de las consideraciones indicadas anteriormente y de otras que pudieran surgir deberá decidirse que componentes y en que número se introducen en la instalación.

En todos los casos, la idea fundamental, a tener en cuenta en el diseño de una instalación fotovoltaica, es el obtener un balance equilibrado entre la energía generada y la consumida, sumándole a esta última las pérdidas del sistema. Este equilibrio deberá mantenerse en las condiciones de trabajo más desfavorables que sea posible prever. Para alcanzar el equilibrio es imprescindible realizar un análisis detallado de la carga o energía consumida por el sistema, ya que deben conocerse los numerosos detalles que afectan a la cantidad de energía consumida y al régimen de utilización de esta energía. También es imprescindible conocer el margen de seguridad necesario para que el sistema cubra las necesidades básicas para las que ha sido diseñado. Cuando, en función de la carga y sus condicionantes, se dimensiona correctamente el tamaño del generador y del acumulador, en el caso de que este sea necesario, el sistema tendrá el menor costo y el mayor grado de fiabilidad posibles.

3.3. Bloques funcionales de la instalación. De forma muy esquemática, y de cara a poder realizar un estudio y dimensionado de las instalaciones fotovoltaicas los más riguroso posible, vamos a dividir las instalaciones fotovoltaicas en una serie de bloques funcionales, que presentamos a continuación, compuestos por elementos físicos que hemos descrito en capítulos anteriores. La incorporación de unos bloques u otros modificará sustancialmente el comportamiento de nuestra instalación.

3.3.1. Bloque de generación. Los paneles fotovoltaicos forman el generador. Este junto con sus cajas de conexión y elementos de protección forman el llamado bloque de Generación. El número de paneles fotovoltaicos depende de varios factores, entre ellos: - La irradiación solar del lugar. - El valor energético de la carga. - La máxima potencia de salida del panel. - El rendimiento del panel. - La orientación de los paneles. - La temperatura ambiente. - El rendimiento del resto de componentes de la instalación.

3.3.2. Bloque de acumulación. El bloque de acumulación Está compuesto por tres componentes básicamente:

- El acumulador usa en la mayoría de las instalaciones, casi exclusivamente, baterías de plomo ácido, pero como ya hemos visto existen otras posibilidades. - El regulador de carga cumple las funciones de: - Garantizar un régimen de carga adecuado para las baterías. - Evitar la descarga del acumulador a través de los paneles durante la noche. - Limitar el nivel máximo de descarga de las baterías. - Monitorizar el proceso de carga y descarga. - La caja de conexión con los elementos de protección evita que se produzca en el acumulador de un cortocircuito accidental entre los bornes de salida o de sobrecargas accidentales.

3.3.3. Bloque de Cableado. El bloque de cableado está compuesto por todos los conductores eléctricos de la instalación. Es uno de los bloques básicos del sistema porque su dimensionamiento correcto puede representar una reducción muy importante de las pérdidas de energía en el sistema. Deberá recordarse que, para un mismo nivel de consumo, la corriente es mayor si el sistema es de bajo voltaje. Un mayor amperaje significa un incremento de las pérdidas de voltaje y disipación. También debemos recordar que el bloque de cableado está presente en todas las inhalaciones fotovoltaicas, independientemente de que estén o no incorporados otros bloques.

3.3.4. Bloque de conversión. Este bloque puede tener dos tipos de conversores los de CC/CC y los CC/CA o inversores. En las instalaciones fotovoltaicas este bloque es de suma importancia ya que es el que va a adaptar nuestra corriente eléctrica a las características de la carga. En el caso de instalaciones conectadas a la red en el bloque de conversión está incluido el transformador de aislamiento de la instalación.

3.3.5. Bloque de control. Este bloque es el encargado de recoger los datos de funcionamiento de la instalación y dar las órdenes para su correcto funcionamiento. Este bloque ha tomado cada día más importancia, ya que su aplicación ha permitido mejorar el funcionamiento de

las instalaciones, aumentar su rendimiento, reducir sus costes y prolongar su vida útil. El bloque de control, en el caso de no estar incorporado en otros equipos, está compuesto por un ordenador dotado de las interfaces necesarias para comunicarse con los diferentes equipos de la instalación.

3.3.6. Bloque de carga. Por carga entendemos todo equipo o sistema que va a utilizar la energía producida en nuestro sistema. Es decir, el sistema se diseña e instala para suministrar energía a una carga. Pero nosotros también podemos modificar, ajustar y optimizar la carga, para que nuestra instalación sea más económica, rentable y eficiente.

3.3.7. Bloque de sistemas auxiliares. Las instalaciones fotovoltaicas pueden estar funcionando con otros generadores de corriente eléctrica de tipo renovable, como pueden ser instalaciones eólicas o hidráulicas. Estos sistemas se denominan sistemas híbridos y los elementos no pertenecientes al sistema fotovoltaico los agrupamos en lo que denominamos sistemas auxiliares.

3.4. Elementos de una instalación solar fotovoltaica. Los elementos de una instalación fotovoltaica, como son los módulos solares, transformadores, convertidores, reguladores, baterías, etc. son elementos electrónicos y eléctricos necesarios para su funcionamiento. En este apartado, presentaremos la mayor parte de los componentes de una instalación: - Amperímetro: Instrumento que mide la corriente eléctrica, que circula por un conductor. - Batería: Elemento electroquímico, que sirve para acumular energía eléctrica y utilizarla posteriormente. - Célula solar: Elemento que transforma la energía solar en energía eléctrica. - Condensador: Elemento electrónico que acumula carga eléctrica. - Conmutador: Elemento eléctrico que permite cambiar la conexión de un circuito a otro. - Convertidor: Elemento electrónico que permite transformar energía eléctrica continua en energía eléctrica continua pero de voltaje diferente. - Fasímetro: Instrumento que mide el desfase entre voltaje e intensidad de la corriente alterna.

- Fluorescente: Elemento eléctrico de iluminación fluorescente. - Fusible: Elemento eléctrico de protección contra sobrecargas. - Generador de alterna: Generador eléctrico de corriente alterna. - Generador genérico: Generador eléctrico de corriente alterna o continua sin definir. - Instrumento de medida genérico: Instrumento que mide datos de la corriente eléctrica, sin definir tipo. - Interruptor: Elemento eléctrico, que permite interrumpir la circulación de la corriente eléctrica. - Interruptor diferencial: Elemento eléctrico de seguridad, que interrumpe el paso de la corriente, cuando hay una derivación a tierra de la corriente eléctrica. - Interruptor magneto térmica: Elemento eléctrico de seguridad, que interrumpe el paso de la corriente, cuando esta excede de una determinada cantidad. - Inversor: Elemento electrónico, que transforma la corriente eléctrica continua en corriente eléctrica alterna. - Lámpara: Elemento eléctrico de iluminación incandescente o similar. - Módulo fotovoltaico: Generador eléctrico, que transforma la energía solar en corriente continua. - Motor: Instrumento eléctrico, que transforma la energía eléctrica en movimiento mecánico. - Óhmetro: Instrumento que mide la resistencia eléctrica de un conductor. - Pila: Elemento electroquímico, que produce energía eléctrica. - Pulsador: Elemento eléctrico, que permite interrumpir o conectar la circulación de la corriente eléctrica, mientras permanece pulsado. Rectificador de corriente alterna a continua (CA/CC): Elemento electrónico, que permite transformar energía eléctrica alterna en energía eléctrica continua. - Regulador: Elemento electrónico, que permite regularla carga y descarga de las baterías. - Resistencia: Elemento eléctrico que ofrece una resistencia elevada al paso de la corriente eléctrica. - Seguidor del punto de máxima potencia: Elemento electrónico utilizado para optimizar el rendimiento de un módulo solar fotovoltaico. - Sistema de control y monitorización: Elemento que controla y/o monitoriza el funcionamiento de los elementos de una instalación eléctrica. - Transformador monofásico: Elemento eléctrico, que permite transformar energía eléctrica alterna en energía eléctrica alterna de diferente voltaje. - Transformador trifásico: Elemento eléctrico, que permite transformar energía eléctrica alterna trifásica en energía eléctrica alterna trifásica de diferente voltaje. - Varistor: Elemento eléctrico, diseñado para producir la derivación de las descargas eléctricas a tierra. - Vatímetro: Instrumento, que mide la potencia de la corriente eléctrica de un conductor. - Voltímetro: Instrumento, que mide el voltaje aplicado a un circuito.

3.5. Instalaciones tipo. Todas las instalaciones llevan incorporadas los bloques de generación, cableado y carga, que podemos denominar bloques generales, y llevan alguno o todos de los demás bloques indicados. Puede ser que algunas de las instalaciones están dotadas

de un generador con sistemas de seguimiento o de concentración, pero esto no invalida el actual diseño de bloques, simplemente modifica el dimensionado del generador ya que su rendimiento no es el mismo. A continuación, mencionamos las instalaciones tipo básicas, y posteriormente indicaremos los procedimientos para dimensionar cada una de ellas.

3.5.1. Instalaciones aisladas de la red. Las siguientes instalaciones aisladas de la red necesitan, además de los bloques generales, los bloques de acumulación, conversión y control: - Instalaciones de energía solar fotovoltaica para iluminación de viviendas e instalaciones aisladas. - Instalaciones de energía solar fotovoltaica para aplicaciones agrarias diversas. - Instalaciones de energía solar fotovoltaica para instalaciones de comunicaciones, señalización y otros. - Instalaciones de protección catódica. - Instalaciones móviles de todo tipo y los vehículos experimentales. En la siguiente figura podemos observar los componentes básicos de las instalaciones aisladas de la red eléctrica. A veces este esquema general se puede ver modificado y desaparecer algunos bloques si se da alguna de las circunstancias siguientes: - El sistema de control esta incluido en otros elementos de la instalación. - No es necesario el consumo en continua y el convertidor CC/CC. - No es necesario el consumo en alterna y el inversor CC/CA.

3.5.2. Instalaciones para bombeo. Las instalaciones de bombeo necesitan, además de los bloques generales, el bloque de conversión. Las características específicas de la instalación dependerán de diversos factores, que estudiaremos a continuación, pero un aspecto fundamental en el ámbito de los componentes será el utilizar bombas de CC o de CA. A veces este esquema general se puede ver modificado y desaparecer algunos bloques si se da alguna de las circunstancias siguientes: - No es necesario el consumo en continua y el convertidor CC/CC. - No es necesario el consumo en alterna y el inversor CC/CA.

3.5.3. Instalaciones con sistemas híbridos. Son muy parecidas a las instalaciones aisladas de la red eléctrica, pero en ellas aparece un segundo generador no fotovoltaico, que constituye un bloque específico, que puede tener muchas configuraciones diferentes. A veces este esquema general se puede ver modificado y desaparecer algunos bloques si se da alguna de las circunstancias siguientes: - El sistema de control esta incluido en otros elementos de la instalación. - No es necesario el consumo en continua y el convertidor CC/CC. - No es necesario el consumo en alterna y el inversor CC/CA.

3.5.4. Instalaciones conectadas a la red eléctrica. Las siguientes instalaciones conectadas a la red eléctrica necesitan, además de los bloques generales, los bloques de conversión y control: - Las centrales eléctricas fotovoltaicas. - Instalaciones de energía solar fotovoltaica en edificaciones para suministro a la red eléctrica. - Instalaciones de energía solar fotovoltaica para refuerzo en finales de línea. La estructura de estas instalaciones y sus componentes específicos dependen mucho del tamaño de la instalación.

3.6. Dimensionado de las instalaciones aisladas de la red eléctrica. Se denomina dimensionado de una instalación solar fotovoltaica a una serie de procesos de cálculo destinados a lograr optimizar el uso y la generación de la energía eléctrica de origen solar, alcanzando un balance adecuado entre ellos, desde los puntos de vista técnico y económico. La idea fundamental a tener en cuenta en el diseño de un sistema fotovoltaico es la de llegar a obtener un balance equilibrado entre la energía generada y la consumida por la carga, más las pérdidas del sistema. Este equilibrio debe alcanzarse incluso en las condiciones de trabajo más desfavorable que se prevean.

Existen diferentes sistemas de cálculo, desde los más sencillos, realizados de forma manual, hasta los más sofisticados, realizados con ordenador, pero todos se basan en un procedimiento similar al siguiente: 1. Establecimiento del tipo de instalación y de los bloques funcionales que intervienen en ella. 2. Cálculo de la energía recibida en el lugar de instalación y establecimiento de los parámetros que influyen en la captación. 3. Establecimiento del periodo anual de trabajo de la instalación, para el que se deben dimensionar los diferentes elementos. 4. Establecimiento del periodo de autonomía de la instalación. 5. Cálculo de la energía consumida por las cargas a las que suministra energía la instalación. 6. Dimensionado de los diferentes elementos constructivos de la instalación: generador, regulador, acumulador, inversor, convertidor, etc.

3.6.1. Tipo de instalación. Debemos de realizar un análisis previo para obtener una completa definición de los elementos que forman parte de nuestra instalación. Para ello debemos tener en cuenta, entre otros, los siguientes aspectos: - El tipo de corriente eléctrica utilizada por nuestra aplicación, que puede ser corriente continua (CC), corriente alterna (CA) o ambas simultáneamente. - El régimen diario de uso, es decir, si la energía se usa en un periodo diurno, nocturno, mixto o irregular. - La rapidez del consumo, es decir la energía consumida por unidad de tiempo, o lo que es lo mismo, la potencia que debe suministrar el sistema. La potencia requerida determina el tamaño del generador y del sistema de acumulación. - El tipo de carga a utilizar. Tanto en las instalaciones aisladas, como en cualquier otro tipo de instalación, debemos analizar cada uno de los puntos anteriores deberemos ir rellenando una tabla como la siguiente: Características de la instalación fotovoltaica. - Tipo de instalación: - Aislada - Conectada a red - Bombeo - Otras - Mixtas - El tipo de corriente eléctrica utilizada:

- CC - AA - Régimen diario de uso: - Diurno - Nocturno - Mixto - Irregular - Periodo de consumo - Verano - Invierno - Todo el año - Potencia a suministrar - Media diaria - Pico de consumo - Bloques funcionales que intervienen - Convertidor - Inversor - Acumulador - Regulador Observaciones generales:

3.6.2. Energía solar recibida por la instalación. Tanto el cálculo de la energía solar recibida por la instalación, como el valor los parámetros que influyen en la captación de energía solar. Este tema se estudió en el módulo 1.

3.6.3. Período anual de trabajo de la instalación. Se establecerá un período de diseño para calcular el dimensionado del generador en función de las necesidades de consumo y la irradiación. Se indicará cuál es el período para el que se realiza el diseño y los motivos de la elección. Algunos ejemplos son:

- En escenarios de consumo constante a lo largo del año el criterio de “mes peor” corresponde con el de menor irradiación. - En instalaciones de bombeo, dependiendo de la localidad y disponibilidad de agua, el “mes peor” corresponde a veces con el verano. - Para maximizar la producción anual, el período de diseño es todo el año.

3.6.4. Autonomía mínima de la instalación. Al periodo de días consecutivos sin Sol, en los cuales el sistema solar solo depende para su funcionamiento del banco de baterías, se le denomina autonomía mínima de la instalación. La determinación correcta del número de días de autonomía (N) es muy importante, ya que incide directamente en el tamaño del acumulador y del generador, así como en la fiabilidad del sistema y en su costo. Se debe tener en cuenta para que tipo de uso esté diseñado el sistema solar fotovoltaico, ya que, por ejemplo, no es lo mismo el número de días de autonomía para un sistema profesional de telecomunicaciones, que para la alimentación eléctrica de una vivienda aislada en una zona montañosa. La autonomía mínima del sistema debe ser de 3 días, pero evidentemente no son lo mismos 3 días de autonomía en Galicia que en Andalucía. Por ello proponemos como sistema de cálculo de los días de autonomía, en una ubicación dada, el utilizar la media de días despejados mensuales medidos en la estación meteorológica más próxima y realizar el siguiente cálculo: A = Dm / DD Donde: A son los días de autonomía de la instalación; Dm son los días del mes con menos días despejados del periodo en que utilizamos la instalación; y DD son los días despejados del mes más desfavorable, obtenidos de la tabla general de datos climatológicos. Como se ha indicado A debe tener un valor mínimo de 3 días. El resultado (A) se puede multiplicar por un factor de seguridad, en función de lo crítica que sea la instalación o de las diferencias producidas por un microclima local con respecto a la estación de medida tomada como referencia. Evidentemente este método es mucho más seguro que tomar un valor fijo de días de autonomía en cualquier circunstancia y ubicación, pero evidentemente implica sobredimensionar, y por tanto encarecer, las instalaciones que se realicen en las zonas más desfavorecidas climatológicamente, cosa por otra parte totalmente lógica.

3.6.5. Estimación de la energía consumida por la carga. La mayor dificultad en el diseño de una instalación fotovoltaica es la determinación correcta del valor energético a generarse y acumularse, si existe un banco de baterías. Cuando estos valores son óptimos, el sistema resultante tendrá el menor costo y el mayor grado de fiabilidad posibles. La estimación correcta de la energía consumida por el sistema fotovoltaico sólo es sencilla en aquellas aplicaciones en las que se conocen exactamente las características de la carga, como por ejemplo en sistemas de telecomunicación. Sin embargo, en otras aplicaciones, como puede ser la electrificación de viviendas, la tarea nunca resulta fácil ya que intervienen multitud de factores que afectan al consumo final de electricidad, como es el tamaño y composición de las familias (edad, formación, etc.), hábitos de los usuarios, capacidad para administrar la energía disponible, etc. etc. Además el cálculo de la energía consumida debe incluir las pérdidas diarias de energía causadas por el autoconsumo de los equipos (regulador, inversor, convertidor, etc.) y sus rendimientos respectivos en los momentos en que intervienen en el proceso de suministrar energía eléctrica a la carga. La energía diaria consumida (Econ) se debe calcular de la forma más simple y eficiente posible. Para ello, en primer lugar calcularemos el consumo de energía de las cargas del sistema, para lo cual rellenaremos una tabla como la siguiente, con los datos del consumo diario. Los equipos conectados a nuestra instalación autónoma pueden trabajar en corriente continua o alterna, el tratamiento de cada una de ellas es diferente, por lo que deberemos realizar una hoja de cargas en la que se indique el tipo de corriente, continua o alterna. En el caso de que se utilicen equipos que funcionen en corriente continua a distinto voltaje deberemos indicarlo en la hoja de cargas para darle un tratamiento específico. La corriente alterna monofásica siempre se utiliza al mismo voltaje, en España a 220 v. Pero cuando utilizamos máquinas que utilizan corriente trifásica normalmente lo hacen a 380 v.

3.6.6. Dimensionado del generador. El proceso de dimensionado del generador no es sencillo y conlleva una serie de pasos, que indicamos a continuación.

3.6.6.1. Estimación de la energía demandada al generador. El cálculo de la energía diaria demandada al generador debe incluir también las pérdidas diarias de energía causadas por el autoconsumo de los equipos (regulador,

inversor, etc.). Por lo tanto la energía demandada (ED) del generador será mayor que la energía consumida por la carga, ya que debe incluir los consumos correspondientes a los elementos indicados. En función de los elementos que intervengan en el sistema podremos deducir la energía demandada al generador aplicando la ecuación: ED = ECon / ( con * inv * ra * c * o) Donde: ED es la energía demandada al generador en Wh/día; ECon es la energía consumida por la carga en Wh/día; !con, !inv, !ra !c y !o son los rendimientos indicados de los elementos que intervienen en la instalación. En el caso de que en la misma instalación intervinieran en unos casos unos elementos (convertidor, inversor, etc.) y en otros casos otros, entonces sería necesario hacer una estimación de la energía demandada para cada caso del generador y sumarlas posteriormente. Los valores a utilizar para el cálculo del rendimiento total serán los indicados por los fabricantes de los diferentes componentes y del cálculo de las pérdidas en los conductores o, en caso de no disponer de ellos, los indicados como valores típicos. Un tema muy importante en el diseño de una instalación es el de la máxima potencia necesaria en un momento dado, para mantener en funcionamiento sus diferentes elementos, sin sobrepasar la potencia que nos puede suministrar el sistema. En las instalaciones aisladas nunca utilizamos toda la potencia de consumo de los diferentes elementos de la carga de forma simultánea. Lo normal es que una vez utilicemos unos elementos y otras veces otros, de manera que la máxima potencia que debemos suministrar es un factor que debemos estudiar detenidamente. La potencia máxima que debe suministrar la instalación viene determinada por la suma de las potencias de los elementos que deben funcionar de forma simultanea imprescindiblemente, mas un margen de seguridad y maniobra que suele fijarse en un 40% por encima de la cantidad anterior y que denominaremos potencia máxima necesaria (Pmn). Fijar los elementos que deben funcionar de manera simultánea no es tarea fácil y depende de cada instalación. La forma más práctica de saberlo es analizar los equipos, prestaciones y necesidades de cada instalación en las peores condiciones de trabajo posibles. En la mayoría de los casos, para simplificar, tomamos la potencia máxima necesaria como la suma de la potencia total de los elementos de la instalación.

3.6.6.2. Pérdidas en el generador. Pero, además de los rendimientos típicos de los diferentes elementos, hay otras pérdidas en el generador que obligan a aumentar el número de paneles que lo componen.

Estas pérdidas son básicamente las indicadas en la siguiente tabla. - Pérdidas en el generador: -Tipo de pérdida -Sombras e inclinación -Suciedad -Incremento de la temperatura -Orientación -Tolerancia en los valores de potencia nominal -Otros efectos -Envejecimiento:

Símbolo Pso Psu Pt Po Pn Pv Pe

Valor típico 0% 5% 10% 0% 10% 3% 20%

3.6.6.2.1.Pérdidas por sombras. Si orientamos e inclinamos correctamente el panel, pero tenemos delante un obstáculo que proyecta su sombra sobre él, la eficacia del sistema puede llegar a ser nula. Por ello nos aseguraremos que sobre nuestros paneles no se proyecten sombras (en la medida de lo posible).Aplicaremos para ello el siguiente criterio: Perdidas totales de captación admisibles. Caso - General - Superposición - Integración arquitectónica

Orientación e inclinación Sombras 10% 10% 20% 15% 40% 20%

Total 15% 30% 50%

La instalación del panel o paneles se realizará de forma que se asegure que al mediodía solar del día más desfavorable del año (solsticio de invierno) no haya más de un 10% de la superficie útil de captación en sombra para el caso general.

3.6.6.2.2.Pérdidas por suciedad. Las pérdidas por suciedad se pueden evitar de forma relativamente fácil, pero son inevitables sino limpiamos con cierta frecuencia los paneles, especialmente en ubicaciones de difícil acceso o en climas en los que se deposite polvo o suciedad con facilidad. Para simplificar tomaremos como valor por defecto el 5%. Para uso posterior consideraremos que se capta solamente el 0,95 por uno de la energía captable por el panel debido a la suciedad.

3.6.6.2.3.Pérdidas por incremento de la temperatura. Normalmente esta es una información que indican los fabricantes en las características técnicas de sus módulos, en caso de no disponer de ella, para los cálculos prácticos, tomaremos un coeficiente de pérdida de la potencia de salida del 0,6% / ºC, para cada grado por encima de los 25 ºC. Para los cálculos prácticos, en el caso de que no podamos calcular la temperatura del módulo, tomaremos la temperatura de trabajo como 20 ºC por encima de la temperatura ambiente.

3.6.6.2.4.Pérdidas por orientación. Las pérdidas por orientación ya se encuentran incluidas en el cálculo de la irradiación captable por el panel, por lo que no es necesario considerarlas aquí.

3.6.6.2.5.Pérdidas por tolerancia en los valores de potencia nominal. La tolerancia en los valores de potencia de los paneles solares fotovoltaicos oscila entre 0 y 10%. Para estar seguros de que consideramos estas pérdidas, independientemente del tipo de panel, tomaremos como pérdidas por tolerancia el máximo especificado por el fabricante o, en caso de no hacerlo, un 10%. Para uso posterior consideraremos que se capta solamente el 0,9 por uno de la energía captable por el panel debido a la tolerancia en los valores de potencia nominal.

3.6.6.2.6.Pérdidas por otros efectos. Las pérdidas por otros efectos pueden ser, por ejemplo, las debidas a los elementos de protección y las caídas de tensión debidas a la interconexión de los módulos. Estos efectos vienen a representar un mínimo del 3% de pérdidas en el generador, por lo tanto utilizaremos este valor o mediremos las pérdidas reales. Para uso posterior consideraremos que se capta solamente el 0,97 por uno de la energía captable por el panel debido a otros efectos.

3.6.6.2.7.Pérdidas por envejecimiento. Las pérdidas por envejecimiento son muy importantes ya que obligan a incrementar el tamaño del generador en un 20 % para que dure 20 años. Como se explica a continuación no aplicaremos este factor de corrección salvo en instalaciones muy críticas y de difícil acceso, ya que otros aspectos a considerar compensan el envejecimiento.

3.6.6.2.8.Pérdidas totales en el generador. Las pérdidas totales en el generador vendrán dadas por la ecuación siguiente: Ptotales = Pso * Psu * Pt * Pn * Pv Donde: Ptotales son las pérdidas totales en tantos por uno y los demás factores son los indicados con anterioridad.

3.6.6.3. Determinación del tamaño del generador. Una vez que conocemos: - La demanda energética sobre el generador (ED) en kWh/día. - Las pérdidas que se producen en el generador (Ptotales) en tantos por uno. - El valor medio mensual de la irradiación solar media diaria captable (Ec) en kWh/m2.día, que incide sobre el plano del generador, teniendo en cuenta sus variaciones con respecto a al variación óptima. - El rendimiento de los paneles que componen el generador (!P) en tantos por uno, habiendo descontado un 10% del factor de corrección medio (FCr) factor seducido experimentalmente. A este rendimiento lo llamaremos rendimiento de los paneles corregido y lo representaremos por !PC. En muchos catálogos el rendimiento aparecerá como eficiencia. Podemos determinar su tamaño del generador solar fotovoltaico aplicando la siguiente ecuación: ST = ED / (Ec * Ptotales * PC) El resultado nos dará una superficie total útil de generador en m2. Evidentemente, en función del modelo de panel obtendremos la cantidad de paneles necesarios para cubrir nuestras necesidades. Podemos realizar el cálculo para diversos modelos de panel y optar por el que resulte más adecuado a nuestros propósitos. La cantidad será diferente en función de los meses del año, dado que la irradiación o energía captable varía según ellos, por lo que procederemos a realizar el cálculo para el mes más desfavorecido de nuestro periodo de utilización de la instalación. Hay que tener en cuenta en el dimensionado del generador un factor muy importante, no es necesario considerar los días de autonomía de la instalación, ya que al ser el valor de la irradiación incidente un promedio de la irradiación durante todos los días del mes, están incluidos en el valor de la irradiación que recibe diariamente de promedio. Durante el resto de los días no despejados, el generador seguirá captando ciertos niveles de energía, lo que supondrá un sobredimensionamiento de la instalación. Pero esto es positivo ya que servirá para compensar el envejecimiento de los

paneles, el polvo y suciedad, el fallo en las conexiones eléctricas del cableado y los fallos de los accesorios eléctricos. En función de la superficie útil del panel (Sup) podremos conocer el número total de paneles necesarios (NT), aplicando una sencilla ecuación: NT = ST / Sup Conociendo el número total de paneles (NT) es fácil de saber cuantos deberemos poner en serie y cuantos en paralelo. El número de paneles en serie, en cada línea de paneles del generador, vendrá determinado por el voltaje nominal necesario y será: NPS = VnomG / VnomPI Donde: NPS es el número de paneles en serie; VnomG es el voltaje nominal del generador; VnomPI es el voltaje nominal de cada panel según las especificaciones del fabricante. Los voltajes reales serán ligeramente superiores, pero esto es necesario para realizar una correcta carga de las baterías. El número de líneas de paneles en paralelo (NPP) del generador vendrá dado por: NPP = NT / NPS Para terminar de establecer el tamaño de nuestro generador deberemos tener en cuentas las siguientes consideraciones: - En el caso de que el número de paneles en serie tenga una cifra decimal, siempre se redondeará al número entero de paneles más próximo. - En el caso de que el número de ramas de paneles tenga una cifra decimal, siempre se redondeará al número entero de ramas más próximo. - Además se debe considerar que las diferentes ramas en paralelo deben tener igual número de paneles. Ejemplo. Vamos a calcular el tamaño del generador de una instalación que consume 5 kWh/día en corriente alterna y no necesita convertidor. Las características de la instalación son las siguientes: - Los elementos presentan los valores típicos de rendimiento - El rendimiento de otros elementos de la instalación se estima en el 90%. - Las pérdidas por sombras en el generador son del 8%. - Las pérdidas por tolerancia en los valores nominales son del 5%. - No tenemos pérdidas por orientación. - El resto de las pérdidas se mantienen en los valores típicos. - No consideramos las pérdidas por envejecimiento. - El rendimiento de los paneles del generador es del 14%.

- La irradiación solar media diaria captable (Ec) es de 1,8 kWh/m2.día, para el mes más crítico de trabajo de la instalación. Considerando que los paneles están con la inclinación adecuada. - Los paneles tienen una superficie útil de 0,55 m2 y un voltaje nominal de 12 Voltios. - El voltaje nominal del generador será de 48V.

3.6.7. Dimensionado del acumulador. Para dimensionar el acumulador, se debe calcular primeramente el consumo medio diario en Ah/día. La ecuación a utilizar para determinarlo es la siguiente: LD = ED / Vnom Donde: LD es la cantidad de Ah que debe guardar el acumulador para un día de consumo; ED es la energía diaria demandada en Wh/día; y Vnom es la tensión ominal del acumulador en voltios. En función de los elementos que intervengan en el sistema podremos deducir la energía demandada al acumulador aplicando la ecuación: ED = ECon / ( con * inv * ra * c * o) La energía demandada al acumulador es prácticamente la misma que al generador, salvo que no es necesario considerar el rendimiento del cableado entre el generador y el acumulador. Como su valor es pequeño, en torno al 3%, consideraremos ambas como iguales. La ecuación que nos establece el tamaño del acumulador, teniendo en cuenta los días de autonomía fijados en el apartado correspondiente, es la siguiente: C20 = (A * LD) / PDmax Donde: C20 es la capacidad del acumulador en Ah para cubrir los días de autonomía de la instalación; A es la autonomía del sistema en días; LD es el consumo diario medio de la carga en Ah.; PDmax es la profundidad de descarga máxima. El régimen de carga (o descarga) es un parámetro que relaciona la capacidad nominal de la batería y el valor de la corriente a la cual se realiza la carga (o la descarga). Se expresa normalmente en horas y se representa como un subíndice en el símbolo de la capacidad y de la corriente a la cuál se realiza la carga (o la descarga). Por ejemplo, si una batería de 100 Ah se descarga en 20 horas a una corriente de 5 A, se dice que el régimen de descarga es 20 horas (C20 = 100 Ah) y la corriente se expresa como I20 = 5 A.

La utilización de C20 en vez de la C100, que es un tiempo de descarga más razonable, lleva a sobredimensionar el acumulador un 25 %, pero que se compensan con la pérdida de capacidad producida con el tiempo. Para asegurar una adecuada recarga de las baterías, la capacidad nominal del acumulador (en Ah) no excederá en 25 veces la corriente de cortocircuito (CcG) del generador fotovoltaico (en A). Para establecer el número de baterías o vasos en serie en el acumulador, es importante conocer cual debe ser el voltaje nominal del acumulador. Este se fijará en función del voltaje necesario de salida del acumulador, el cual viene condicionado por las características de nuestro inversor y de nuestro regulador.Los valores más habituales de tensión del acumulador son 12, 24, 36 y 48 voltios. Cada celda o vaso de plomo-ácido tiene un potencial de nominal de 2 voltios, colocando diversas celdas en serie alcanzamos el voltaje necesario, por ejemplo, con 12 celdas en serie tendremos 24 voltios de salida en nuestro acumulador. Al conjunto de celdas o vasos en serie le llamaremos rama o línea de celdas. Esta rama tendrá el voltaje nominal del acumulador y una capacidad como ya se ha indicado. Con esto tendremos una capacidad en Ah determinada, si deseamos aumentar la capacidad del acumulador deberemos colocar sucesivas ramas de celdas en paralelo con la primera, lo que no modificara el voltaje de salida del acumulador, pero sí su capacidad. En el caso de utilizar baterías compactas, la forma de actuar es idéntica a sí lo hacemos con vasos o celdas independientes, salvo que en vez de trabajar con valores de 2 voltios por unidad, trabajamos normalmente con 12 voltios por batería. Para terminar de establecer el tamaño de nuestro acumulador deberemos tener en cuentas las siguientes consideraciones: - En el caso de que el número de celdas en serie tenga una cifra decimal, siempre se redondeará al número entero de celdas superior más próximo. - En el caso de que el número de ramas de celdas tenga una cifra decimal, siempre se redondeará al número entero de ramas superior más próximo. - Además se debe considerar que las diferentes ramas en paralelo deben tener igual número de celdas. Ejemplo. Siguiendo con el ejemplo anterior, calcularemos el acumulador. Este tendrá las siguientes características: - Voltaje nominal del generador 48 V. - Días de autonomía 6. - Profundidad de descarga máxima 60%. - Corriente de cortocircuito del panel 4,82 A. - Voltaje nominal de cada vaso 2 V.

3.6.8. Dimensionado del regulador. Para dimensionar el regulador debemos calcular la corriente máxima que circula por la instalación, ya sea la producida por el generador o la demandada por la carga. Esta corriente máxima es la que debe manejar el regulador. En función de esta corriente se deberá elegir un regulador capaz de manejar los niveles de corriente y tensión requeridos. La intensidad máxima que puede producir el generador viene dada por la ecuación: Impp = Pmpp / Vmpp Donde: Impp es la intensidad pico del generador en amperios (A); Pmpp es la potencia pico del generador en vatios-pico (Wp); Vmpp es la tensión del punto de máxima potencia en voltios (V). La intensidad que consume la carga se puede calcular considerando que todos los consumos se producen al mismo tiempo. Por lo tanto, utilizaremos la potencia total consumida por la carga: ImaxC = PmaxC / VnomC Donde: ImaxC es la intensidad máxima que puede absorber la carga, cuando todos los elementos de consumo funcionan simultáneamente; PmaxC es la potencia máxima que puede disipar la carga cuando todos los elementos de consumo funcionan simultáneamente; VnomC es el voltaje al que funcionan los elementos de la carga. Si en nuestra instalación hubiera equipos que funcionan a diferentes voltajes habría que realizar el cálculo para cada grupo de equipos que funcionan a un voltaje determinado y sumar todas las intensidades. Puede que haya instalaciones en las que establezcamos un limitador de corriente, en tal caso esa corriente será la que tomaremos como corriente máxima de carga. De las dos corrientes estimadas del generador (Impp e ImaxC), la máxima de ambas será la que el regulador deberá soportar, y será la que se utilizaremos para su elección. También deberemos tener en cuenta los voltajes de trabajo de las baterías, del generador y de la carga, para establecer los voltajes de trabajo del generador. Ejemplo. Vamos a dimensionar básicamente el regulador de carga del acumulador. Siguiendo el ejemplo anterior. En este caso se cumples las siguientes condiciones: - Los paneles tienen una potencia máxima de 80 Wp. - El generador dispone de 88 paneles. - La tensión en el punto de máxima potencia del generador son 36 V.

- La potencia máxima de la carga es de 2500 W. - La tensión de trabajo de la carga son 24 V.

3.6.9. Dimensionado del inversor. Como ya indicamos, las características de funcionamiento de un inversor son: - La potencia nominal, que debe cubrir la demanda de la carga. - La tensión nominal de entrada, que no será siempre constante, por lo que el inversor debe ser capaz de transformar distintas tensiones continuas de entrada dentro de un determinado margen. - La tensión nominal de Salida, que puede ser fija o no, según el inversor actué como fuente de tensión o como fuente de corriente. No obstante, lo más común es que el inversor actúe como fuente de tensión. La frecuencia de operación, que debe ser muy estable para evitar funcionamientos incorrectos de los equipos. En España la frecuencia es de 50 hz. Para dimensionar el inversor debemos tener en cuenta la máxima potencia que puede demandar la carga. De manera que elegiremos un inversor cuya potencia nominal sea algo superior a esta potencia máxima demandada por la carga. No obstante, se debe evitar el sobredimensionamiento del inversor para hacerlo trabajar en la zona donde tiene mayores rendimientos. Para ello no conviene considerar toda la potencia que puede consumir la carga, sino solamente toda la potencia que puede consumir simultáneamente la carga, aunque, como ya se ha indicado, esto puede resultar problemático. Se puede dar el caso de que la carga, que esta compuesta por diversos equipos no este siempre en condiciones de absorber el máximo de potencia, ya que cuando funcionan unos equipos otros no lo deben de hacer. En estas circunstancias elegiremos un inversor con una potencia de trabajo que cubra solo la potencia máxima consumida simultáneamente.

3.6.10. Dimensionado del convertidor. El dimensionado del convertidor es muy similar al dimensionado del inversor y las características de funcionamiento a tener en cuenta son parecidas: - La potencia nominal, que debe cubrir la demanda de la carga. - La tensión nominal de entrada, que no será siempre constante, por lo que el inversor debe ser capaz de transformar distintas tensiones continuas de entrada dentro de un determinado margen. - La tensión nominal de Salida, que debe ser fija.

El número de tensiones de salida de que debemos disponer. Para dimensionar el convertidor debemos tener en cuenta la máxima potencia que pueden demandar las cargas en diferentes corrientes de continua. De manera que elegiremos un convertidor cuya potencia nominal sea algo superior a esta potencia máxima demandada por la carga. No obstante, también debemos evitar el sobredimensionamiento del convertidor, para lo que no conviene considerar toda la potencia que puede consumir la carga, sino solamente toda la potencia que puede consumir simultáneamente la carga.

3.6.11. Dimensionado del Cableado. El dimensionado del cableado debe realizarse tendiendo en cuenta los valores máximos admisibles de caída de tensión en cada parte de la instalación. El no considerar correctamente esta cuestión puede suponer importantes pérdidas de energía en el sistema y averías en los equipos.

3.7. Dimensionado de las instalaciones de bombeo. Las instalaciones de bombeo son un tipo particular de instalación aislada de la red, pero que por sus propias características requiere un tratamiento particular.

3.7.1. Elementos de las instalaciones de bombeo. Existen diversas configuraciones posibles de las instalaciones de bombeo fotovoltaico. Las configuraciones dependen básicamente de los elementos mencionados a continuación.

3.7.1.1. Sistema de acumulación y distribución. La acumulación de energía eléctrica para su utilización en momentos de baja irradiación se puede llevar a cabo por medio de baterías como se ha indicado para las instalaciones aisladas de la red. Pero la utilización de acumulador eléctrico solamente es recomendable en situaciones especiales. El procedimiento más habitual consiste en almacenar el agua no utilizada instantáneamente en un depósito, para su utilización posterior. La utilización de un sistema de almacenamiento de agua posibilita la reducción de la potencia pico del generador fotovoltaico.

El almacenamiento de agua a largo plazo implica instalar grandes depósitos, lo cual encarece la instalación. Por otro lado el almacenamiento de agua a corto plazo precisa de pequeños depósitos, que no cubren las necesidades más que de muy cortos periodo de tiempo.

3.7.1.2. Sistemas de acondicionamiento de potencia. Como ya se ha indicado, la función de los sistemas de acondicionamiento de potencia es mantener el sistema de bombeo fotovoltaico lo mas cerca posible del punto de máxima potencia del generador, transfiriendo así la máxima potencia posible al motor. Los sistemas de acondicionamiento de potencia pueden estar constituidos por convertidores CC/CC, que siguen el punto de máxima potencia del panel solar, produciendo elevados valores de la corriente para bajos valores de irradiación: Inversores de CC/CA, que transforman la corriente continua en corriente alterna para ser utilizada por motores de corriente alterna. O baterías, que fijan las condiciones de funcionamiento eléctrico, al suministrar un voltaje fijo independientemente de la cantidad de irradiación. La utilización de baterías en sistemas de bombeo fotovoltaicos se debe limitar a única y exclusivamente a situaciones en las que se precise seguir bombeando agua por la noche.

3.7.1.3. Motores para bombeo. El motor es el componente del sistema de bombeo encargado de transformar la energía eléctrica generada por los paneles solares en energía mecánica. En función del tipo de motor empleado podemos distinguir entre los sistemas de bombeo con motores de CC y los sistemas de bombeo con motores de CA. Las características que definen un motor alimentado por corriente continua (CC) son su voltaje, potencia nominal, velocidad nominal y par motor. Las escobillas son la parte más delicada del motor de corriente continua. Estas escobillas presentan el problema de desgastarse con el tiempo a causa del giro constante del rotor. Normalmente, estos sistemas constan de generador fotovoltaico, motor de CC, bomba y, opcionalmente, convertidor CC/CC y acumulador. El convertidor de CC/CC efectúa la función de acondicionamiento de potencia, procurando que el sistema de bombeo aproveche al máximo la potencia disponible. Se recomienda la utilización de estos sistemas de bombeo en instalaciones que requieran potencias bajas. En el caso de los motores de corriente alterna, se distinguen dos componentes fundamentales el rotor y el estator, caracterizados por su voltaje nominal, potencia nominal, velocidad de giro y par motor. Los motores de corriente alterna pueden

sufrir pérdidas de potencia a causa de un factor de potencia (desfase entre corriente y voltaje) inferior a la unidad. Normalmente, estos sistemas de bombeo constan de generador fotovoltaico, motor de CA, bomba, inversor de CC/CA y, opcionalmente, acumulador. Por su simplicidad, robustez, bajo mantenimiento y bajo coste, estos sistemas son preferibles a los sistemas de bombeo con CC. Se recomienda la utilización de estos sistemas de bombeo en instalaciones que requieran potencias medias y altas.

3.7.1.4. Bombas de agua. La bomba es el sistema encargado de transformar la energía mecánica generada por el motor en energía hidráulica. Los tipos de bombas normalmente utilizados en sistemas de bombeo fotovoltaico son las volumétricas y las centrífugas. Las bombas volumétricas se utilizan en situaciones donde se dan elevadas alturas manométricas y bajos caudales. Por el contrario las bombas centrífugas on empleadas para suministrar caudales elevados a bajas alturas manométricas. Otra clasificación de las bombas atiende a su situación sobre el terreno, distinguiendo entre bombas sumergibles y las bombas flotantes o de superficie.

3.7.1.4.1.Bombas centrífugas Las bombas centrífugas tienen un sistema de aspas denominado impulsor, que por medio de la fuerza centrífuga, arrastra el agua por una abertura próxima a su eje de giro y la expulsa radialmente a gran velocidad. Estas bombas pueden ser sumergibles o de y superficie. Las sumergibles son capaces de bombear el agua hasta 60 metros de altura, dependiendo del número y tipo de impulsores. Las bombas centrífugas de superficie se instalan a nivel del suelo y son más fáciles de mantener y utilizar, aunque no trabajan adecuadamente si la profundidad de succión excede los 8 metros. Ventajas y desventajas de las bombas centrífugas de superficie. Ventajas: - Son fáciles de conseguir. - Pueden tolerar pequeñas cantidades de arena. - Son de fácil operación y mantenimiento por ser superficiales. - Cuentan con motores de CC de velocidad variable o CA. - Manejan altos flujos. - Manejan cargas dinámicas altas.

Desventajas - No son capaces de succionar más de 8 metros. - Sufren desgaste acelerado cuando se instalan en fuentes corrosivas. - Pueden dañarse por el congelamiento en climas fríos. - Rendimiento máximo en torno al 15%. Hay una gran variedad de bombas centrifugas sumergibles. La mayoría de estas bombas tienen el motor acoplado directamente a los impulsores y se umergen completamente. Generalmente las bombas centrífugas sumergibles tienen varios impulsores y por ello, se les conoce como bombas de paso múltiple. Todas las bombas sumergibles están selladas y algunas utilizan el agua como lubricante. Estas bombas no deben operarse en seco porque sufren sobrecalentamiento. Ventajas y desventajas de las bombas centrífugas sumergibles Ventajas - Son fáciles de conseguir. - Pueden tolerar pequeñas cantidades de arena. - Pueden utilizan el agua como lubricante. - Cuentan con motores de CC de velocidad variable o de CA. - Manejan altos flujos. - Operan a cargas dinámicas grandes. - Tienen un diseño modular que les permite obtener más agua al agregar más módulos Desventajas - Tienen un rango de eficiencia estrecho con respecto a la CDT. - Se dañan si trabajan en seco. - Deben extraerse para darles mantenimiento. - Sufren desgaste acelerado cuando se instalan en fuentes corrosivas. - Rendimiento máximo en torno al 15%.

3.7.1.4.2.Bombas volumétricas Las bombas volumétricas o de desplazamiento positivo son adecuadas para el bombeo de bajos caudales a grandes alturas. Algunas de estas bombas usan un cilindro y un pistón para mover paquetes de agua a través de una cámara sellada, otras utilizan un pistón con diafragmas. Este tipo de bombas en cada ciclo mueve una pequeña cantidad de agua. Tradicionalmente las bombas de cilindro han sido muy populares en aplicaciones de bombeo mecánico activadas por el viento, tracción animal o humana. Su principio

consiste en que cada vez que el pistón baja, el agua del pozo entra en una cavidad y cuando éste sube, empuja el agua a la superficie. La energía eléctrica requerida para hacerla funcionar se aplica sólo durante una parte del ciclo de bombeo. Las bombas de este tipo categoría deben disponer de un controlador de corriente o convertidor que proporcione al motor siempre la máxima potencia. Ventajas y desventajas de las bombas volumétricas. Ventajas - Soportan cargas dinámicas muy grandes. - La producción puede variarse ajustando la carrera del pistón. - Permiten bombear hasta a 200 m de altura. - Rendimiento máximo en torno al 40%. Desventajas - Requieren de reemplazo regular de sellos del pistón. - No toleran arenas o sedimentos. - La eficiencia se reduce a medida que el pistón pierde la capacidad de sellar el cilindro. - Debe extraerse el pistón y el cilindro del pozo para reparar los sellos. - No dan grandes flujos. Las bombas de diafragma desplazan el agua por medio de un sistema similar a las de cilindro pero el pistón es uno o varios diafragmas de un material flexible y resistente. Estas bombas tienen la ventaja de que tienen menos pérdidas y son más baratas que las de pistón, aunque hay que cambiar cada dos o tres años los diafragmas. Ventajas y desventajas de las bombas de diafragma. Ventajas - Son muy económicas. - Son modulares. - Rendimiento máximo en torno al 40%. Desventajas - Operan a cargas menores de 80 m. - No toleran arenas o sedimentos. - Los flujos de agua que proporcionan son pequeños.

3.7.1.5. Rendimiento del subsistema motor-bomba.

Normalmente los fabricantes indican en sus equipos motor-bomba el rendimiento del conjunto (al que en algunos casos denominan eficiencia). De manera puramente indicativa recogemos los valores medios diarios del rendimiento motor-bomba de distintos equipos. Rendimiento de los subsistemas motor-bomba Tipo de bomba y Valor medio diario del rendimiento - Bombas centrífugas de superficie de CC 25% - Bombas centrífugas sumergidas de CC. 28%. - Bombas de pistón sumergidas. 32% Hay que tener en cuenta que este rendimiento es a lo largo de todo el periodo de utilización del subsistema motor-bomba, lo cual debe tener en cuenta siempre el número de horas de sol.

3.7.2. Estimación del consumo de agua. Las aplicaciones de los sistemas de bombeo fotovoltaico cubren, esencialmente, dos necesidades: el riego y la obtención de agua para consumo humano y animal. La demanda de agua para riego se caracteriza por una gran variación estacional, dependiendo también las necesidades del tipo de cultivo que se precisa regar. El volumen necesario de agua puede oscilar entre cero en los meses de invierno y valores pico de 100 m3/día.ha en la estación seca. No obstante hay que tener en cuenta que hay diferentes sistemas de regadío, algunos de los cuales implican utilizar mucha menor cantidad de agua. Ministerio de Agricultura tiene publicados datos de los consumos de agua por hectárea de los diferentes cultivos para las diferentes regiones españolas. Con estos datos es fácil calcular el volumen de agua necesario para regadío, teniendo en cuenta las hectáreas disponibles, el tipo de cultivos, el sistema de regadío y los cultivos que coinciden simultáneamente en regadío en el mismo mes y los días del mes. Con esto obtenemos el caudal de consumo para cultivo (Qc) en m3/mes. La demanda de agua para consumo humano y animal se caracteriza por poseer un perfil casi constante durante todo el año, oscilando entre valores de 0.3 l/día para una gallina y 45 l/día para un caballo. Teniendo en cuenta el número de animales, sus consumos correspondientes y los días del mes obtendremos el caudal de consumo animal (Qa) en m3/mes. Aunque, como ya hemos indicado, si el número de animales permanece constante será igual a lo largo de todo el año. El consumo de agua por persona es de 55 l/día de promedio. Por lo que, en función del número de personas y del número de días del mes, obtendremos el caudal para consumo humano (QH) en m3/mes.

Puede haber un caudal necesario para procesos industriales, pero estos pueden ser de lo más variado, por lo que proponemos se establezca el caudal de consumo industrial (Qi) en m3/mes. Una vez conocidos todos los caudales por actividad procederemos a sumarlos por meses obteniendo el caudal total de consumo mensual (QTm) en m3/mes. La mayor cantidad obtenida de consumo mensual será la que deberemos tomar como caudal total de consumo mensual máximo (QM) de nuestra instalación, expresado en m3/mes. Pero para algunos cálculos necesitamos conocer también el caudal medio diario (Qmd) de consumo en nuestra instalación en m3/día. Para ello dividimos QM por el número de días del mes.

3.7.3. Autonomía mínima de la instalación. En el caso de las instalaciones de bombeo, al periodo de días consecutivos sin Sol, en los cuales el sistema solar solo depende para su funcionamiento del gua acumulada en su depósito, se le denomina autonomía mínima de la instalación. Los días de autonomía mínima de la instalación se calculan igual que en el caso anterior. El caudal medio de agua que necesitaremos bombear (Qmb) será no solo el del consumo medio diario sino el correspondiente al consumo medio diario por el número de días de seguridad considerados. Luego, el caudal medio a bombear (Qmb), en nuestra instalación, vendrá dado por la ecuación siguiente: Qmb = Qmd * A Donde: Qmb es el caudal medio diario a bombear en m3/día; Qmd es el caudal medio diario de consumo en m3/día; y A es el periodo de días de autonomía. No obstante, han aparecido nuevas bombas en el mercado que trabajan incluso con niveles de potencia muy bajos, por lo que incluso en días nublados el generador suministra suficiente energía para el bombeo. Con estas bombas se puede reducir el número de días de autonomía, para ello es recomendable estudiar las características de bombeo en días nublados frente a las características en días despejados.

3.7.4. Dimensionado del depósito de acumulación. El depósito de acumulación debe ser capaz de contener como mínimo el volumen medio diario bombeado (Vmb) en m3, que representa el volumen del caudal medio diario Qmb (en m3/día) en un día de trabajo de la instalación. Que ya considera los

días necesarios de autonomía de la instalación y por tanto el caudal en exceso a bombear. Como medida de seguridad y para mantener el agua en mejores condiciones posibles, el depósito de acumulación deberá ser como mínimo un 50% mayor que Vmb. El volumen del depósito determinará sus dimensiones y en función de otros parámetros, como el espacio disponible, se determinará su forma final.

3.7.5. Estimación de la altura de bombeo. Evidentemente el nivel del agua en los pozos no es constante durante las diferentes épocas del año ni tampoco la velocidad de recuperación del pozo es constante. Para estimar la altura total de bombeo deberemos realizar un proceso que nos permitirá calcular la altura total equivalente (hTE) a la que debe ser bombeada el agua en metros. Aunque este es un parámetro ficticio que incluye las características físicas del pozo y del depósito, las pérdidas por fricción en las tuberías (contribución equivalente en altura) y la variación del nivel dinámico del agua durante el bombeo, nos resultará muy útil para los cálculos posteriores.

3.7.6. Estimación del consumo de energía para el bombeo. La energía hidráulica (EH) necesaria para bombear diariamente el agua que requiere nuestra instalación. Como ya hemos indicado anteriormente no todos los días se bombea el agua, por lo que, teniendo en cuenta la autonomía del sistema, la energía hidráulica viene dada por la ecuación: EH = Vmb * hTE * 2,72 Donde: EH es la energía hidráulica necesaria para bombear diariamente el agua que requiere nuestra instalación en Wh/día; Vmb es el volumen medio diario a bombear en m3; hTE es la altura total equivalente en metros; 2,72 es un factor de conversión no adimensional, pero que no cuyas unidades no tienen interés en este momento.

3.7.7. Dimensionado de la bomba. El dimensionado de la bomba es un tema bastante complejo en el que se emplean muchos métodos aproximativos diferentes. Si el sistema dispone de un sistema de acumulación por baterías, el cálculo de los elementos de la instalación es similar a cualquier otro sistema aislado, teniendo en cuenta algunos aspectos que mencionamos a continuación.

Si el sistema no dispone de acumulador el cálculo se vuelve muy complejo. Las razones de esta complejidad de cálculo son las siguientes: - La irradiación se recibe en los paneles durante todas las horas de día, pero no se alcanza siempre la suficiente potencia de captación para activar la bomba. - Las potencias necesarias para mover las bombas son muy variadas. - La irradiación que se recibe a lo largo del año sobre los paneles es muy variada. - El número de horas de sol varía continuamente a lo largo del año. - Habitualmente los fabricantes tienden a ser muy optimistas en cuanto a las prestaciones de sus equipos, por lo que sus aproximaciones no suelen ser realistas. Por tanto vamos a proponer aquí un método de dimensionado de la bomba, bastante realista y conservador, de cara a asegurar un suministro eficaz. El istema consiste en: 1. Seleccionar el tipo de bomba en función del caudal. 2. Calcular la potencia hidráulica necesaria para la bomba. 3. Establecer el resto de parámetros de la bomba

3.7.7.1. Selección del tipo de bomba. En la figura siguiente se indica el tipo de bomba adecuada en función de la carga dinámica total del sistema de bombeo y de la altura a la que debe bobear el agua. Para la selección de la bomba tomaremos como referencia La altura total equivalente (hTE) para el bombeo en nuestra instalación y el caudal medio a bombear diario (Qmb). En la gráfica a la izquierda, en el eje de ordenadas, se indica la altura de bombeo en metros y en la parte inferior, en el eje de abscisas, se indica el volumen de bombeo en m3/día.

3.7.7.2. Calcular la potencia hidráulica necesaria para la bomba. Para dimensionar la bomba hemos de tener en cuenta la energía hidráulica que debe suministrarnos. Para ello aplicaremos la siguiente ecuación: PH = EH / tU * b Donde: PH es la potencia hidráulica del subsistema motor-bomba; EH es la energía hidráulica necesaria para bombear diariamente el agua que requiere uestra instalación en Wh/día; tU es el número de horas de sol útiles diarias; !b es el rendimiento del subsistema motor-bomba indicado por el fabricante o los indicados en el presente tema.

3.7.7.3. Establecer el resto de parámetros de la bomba

Una vez fijado el caudal, la altura de bombeo equivalente y la potencia nominal de la bomba deberemos de elegir aquella, que por dimensiones, facilidad de mantenimiento, voltaje, tipo de corriente a utilizar u otras prestaciones, sea la más adecuada para nuestra instalación. La tendencia actual de las instalaciones de bombeo es a utilizar bombas directamente conectadas a los paneles solares. Estas bombas disponen de unos circuitos electrónicos que las hacen funcionar con bajísimos niveles de irradiación. Hay bombas que funcionan con potencias de un vatio suministradas por los paneles. La electrónica utilizada es muy eficiente, por lo que su rendimiento se sitúa en torno al 95%. Estos sistemas reducen el coste de las instalaciones, aumentan su periodo de funcionamiento y presentan una vida muy larga con un bajo mantenimiento. El tipo de bombas utilizadas normalmente en estas instalaciones son bombas sumergibles helicoidales con motores de CC.

3.7.8. Dimensionado del generador. La energía hidráulica es la cantidad de energía necesaria para bombear el agua, pero en el proceso de bombeo se pierde energía desde el generador asta el sistema de bombeo. Para el cálculo de la energía diaria demandada al generador debemos incluir también las pérdidas diarias de energía causadas por el autoconsumo de los equipos (regulador, inversor, etc.) y el rendimiento del conjunto motor bomba. Por lo tanto la energía demandada (ED) del generador será mayor que la energía hidráulica necesaria (EH). ya que debe incluir las correspondientes a las pérdidas en los elementos indicados anteriormente. Pero en las instalaciones de bombeo los elementos que intervienen pueden ser muy diversos. De hecho, la tendencia actual de las instalaciones de bombeo es a utilizar bombas directamente conectadas a los paneles solares. Estas bombas disponen de unos circuitos electrónicos que las hacen funcionar con bajísimos niveles de irradiación. Hay bombas que llegan a funcionar con potencias de un vatio suministradas por los paneles. En función de los elementos que intervengan en el sistema podremos deducir la energía demandada al generador aplicando la ecuación: ED = EH / ( con * inv * ra * c * b) Donde: ED es la energía demandada al generador en Wh/día; EH es la energía hidráulica enWh/día; !con, !inv, !ra, !c y !b son los rendimientos indicados de los elementos que intervienen en la instalación. En el caso de que en la misma instalación intervinieran en unos casos unos elementos (convertidor, inversor, etc.) y en otros casos otros, entonces sería

necesario hacer una estimación de la energía demandada para cada caso del generador y sumarlas posteriormente. Los valores a utilizar para el cálculo del rendimiento total serán los indicados por los fabricantes de los diferentes componentes y del cálculo de las pérdidas en los conductores o, en caso de no disponer de ellos, los indicados como valores típicos. Es muy importante en los sistemas de bombeo que el diseño del generador nos permita cumplir con tres condiciones básicas: - La potencia que suministra el generador, a lo largo de las horas promedio del día solar y consideradas como útiles, sea suficiente para mover la bomba. - El voltaje de trabajo suministrado por el generador coincida con el de funcionamiento de la bomba. - La energía que suministra diariamente el generador sea la necesaria para bombear el caudal previsto. Una vez conocidos los datos de potencia hidráulica y energía demandada al generador, el dimensionado del generador se realizará siguiendo los mismos procedimientos que en el caso general de las instalaciones aisladas de la red eléctrica, ya indicado anteriormente.

3.7.9. Dimensionado de otros elementos de la instalación. Una vez conocidos los costes energéticos del motor bomba, las demandas de energía existentes y el dimensionado del generador, el dimensionado del inversor, acumulador o convertidor se realizará siguiendo los mismos procedimientos que en el caso general de las instalaciones aisladas de la red eléctrica, ya indicado anteriormente. Es muy importante incluir, entre los elementos básicos de la instalación, un sistema de control que interrumpa el funcionamiento de la bomba cuando el depósito se encuentre lleno para evitar su desbordamiento. Este sistema de control debe estar conectado a algún sistema que interrumpa el suministro de energía a la bomba. El detector de llenado del depósito puede estar basado en diversas tecnologías y son numerosos los sistemas comerciales. Ejemplo. Vamos a dimensionar varios elementos de una instalación solar fotovoltaica para bobeo de agua. - Los consumos de agua para el mes del año de mayor demanda son: cultivo 100 m3/mes; Consumo animal 27 m3/mes; consumo humano m3/mes; consumo industrial m3/mes. - Los días de autonomía son 6. - La altura total equivalente es de 22 m.

- El número de horas de sol útiles diarias es 7. - El rendimiento del subsistema motor-bomba es del 28%. - La instalación utiliza una bomba sumergida de corriente continua, por lo que la instalación solo dispone de paneles, convertidor, bomba y cableado. - Los rendimientos de los elementos de la instalación son: rendimiento convertidor 0,85; rendimiento cableado 0,96. - Las pérdidas por sombras en el generador son del 8%. - Las pérdidas por tolerancia en los valores nominales son del 5%. - No tenemos pérdidas por orientación. - El resto de las pérdidas se mantienen en los valores típicos. - No consideramos las pérdidas por envejecimiento. - El rendimiento de los paneles del generador es del 14%. - La irradiación solar media diaria captable (Ec) es de 1,8 kWh/m2.día, para el mes más crítico de trabajo de la instalación. Considerando que los paneles están con la inclinación adecuada. - Los paneles tienen una superficie útil de 0,55 m2 y un voltaje nominal de 12 Voltios. - El voltaje nominal del generador será de 48V.

3.8. Dimensionado de sistemas híbridos. Los sistemas fotovoltaicos híbridos utilizan, además de los paneles solares fotovoltaicos, otras fuentes de energía, renovables o no, para generar energía eléctrica. Las fuentes de energías renovables más utilizadas son la eólica y la hidráulica. Las fuentes de tipo convencional suelen ser generadores eléctricos acoplados a motores, que pueden ser alimentados con gas natural, gasolina o gasoil. En todos los casos, estos generadores eléctricos no fotovoltaicos, producen corriente eléctrica alterna, por lo que deben ir conectados a un equipo rectificador, que convierta la corriente eléctrica alterna en continua, para poder ser almacenada en el acumulador. Evidentemente no existen sistemas híbridos conectados a la red, ya que en ese caso es mucho más razonable que cada fuente esté conectada de forma independiente, ya que resulta mucho más eficiente que hacerlo a través del sistema fotovoltaico. Las principales razones para la utilización de un sistema híbrido son: - La posibilidad de generar energía eléctrica cuando el nivel de irradiación solar es bajo, aprovechando la presencia de viento o la existencia de una aída de agua. - La reducción del coste de la instalación ya que se puede reducir notablemente el tamaño del sistema de acumulación. Esto se debe a que podemos reducir los días de autonomía sin poner en peligro el funcionamiento continuo de la instalación. - Aumentar la seguridad de funcionamiento de la instalación. Tanto la utilización de un generador renovable como de un generador eléctrico con motor, como un sistema de seguridad para el caso que se supere el periodo de autonomía fijado para la instalación, constituye un sistema de seguridad para las instalaciones aisladas.

3.8.1. Conectado de los generadores. Existen dos tipos de conexionado entre el generador fotovoltaico y el otro generador: - Conectado de sustitución. En él substituye un bloque generador por otro, la conmutación entre ellos puede ser manual o automática, en función de la producción de cada generador. - Conectado en paralelo. En él las dos fuentes permanecen conectadas en paralelo en todo momento, por lo que se necesita bloquear los pasos comunes entre ellas, para evitar que la energía generada por una sea absorbida por la otra. En la figura podemos ver que los dos generadores entran en el regulador, en el caso del generador eólico, después de haber pasado la corriente eléctrica por el rectificador, que convierte la CA en CC. En algunas instalaciones de cierto tamaño se puede llegar a puentear el rectificador, el regulador y el inversor y llevar directamente una parte de la energía producida en CA directamente al consumo en CA. Siempre y cuando el generador eólico esté dotado de un sistema de control que realice una buena regulación del voltaje de salida (220 V) y de la frecuencia de la corriente alterna (50 hz). Este sistema tiene la ventaja de disminuir las pérdidas por autoconsumo de los equipos. El regulador o la caja de conexiones previa, donde se conectan los generadores debe de disponer de diodos que bloqueen las corrientes inversas que pueden ser consumidas en los respectivos generadores, cuando estos no están produciendo energía. Durante la noche los paneles fotovoltaicos no tienen voltaje de salida, pero el generador eólico puede estar activo. El diodo del generador fotovoltaico tendrá entonces una polaridad opuesta a la de conducción, bloqueando el paso de la corriente a través de los paneles. Durante el día, cuando el voltaje de salida del generador eólico supere al del fotovoltaico, éste contribuirá con una corriente adicional al circuito de carga. Si el viento disminuye o cesa, el diodo del generador eólico, situado con polaridad inversa, impedirá el paso de la corriente eléctrica producida por el generador fotovoltaico hacia él. Es recomendable el uso de diodos que produzcan pequeñas caídas de voltaje, ya que con ello disminuyen las pérdidas. Los diodos deben soportar un voltaje de entre 1,5 y 2 veces el valor del voltaje máximo de salida del generador. Cuando se conecta un generador eólico a un regulador debe de tenerse cuidado de elegir este último de manera que éste puede soportar a su entrada el máximo voltaje proporcionado por el generador eólico. Los paneles fotovoltaicos nunca alcanzan un voltaje de salida mayor que el de circuito abierto, pero los generadores eólicos pueden alcanzar valores muy elevados de voltaje de salida.

Para evitar problemas se deben elegir generadores eólicos dotados de un sistema de control que realice una buena regulación del voltaje de salida (220 v) y de la frecuencia de la corriente alterna (50 hz).

3.8.2. Criterios de diseño. A la hora de dimensionar un sistema híbrido surge un problema previo de planteamiento: ¿estamos realizando una instalación aislada con energía solar fotovoltaica apoyada por otra fuente o una instalación de otra fuente apoyada con energía solar fotovoltaica? La respuesta no es sencilla ni siempre la misma, ya que depende de muchas circunstancias. Pero en cualquier caso debemos de considerar que una instalación aislada debe depender lo mínimo posible del exterior y ser lo más automática posible. El utilizar un generador que utilice combustibles fósiles, aparte de los inconvenientes de ruido y humos, implica una dependencia exterior y un incremento de costes continuo, por lo que debemos rechazarlo, salvo como sistema de emergencia. Para analizar el tipo de fuente a utilizar, que generalmente será la eólica o la hidráulica, que son las más comunes dentro de las fuentes de energía renovable, debemos de considerar una serie de factores: - El nivel de viento o la disponibilidad de un salto de agua adecuado en el lugar. - La posibilidad de medir la disponibilidad del recurso a utilizar. - La variación anual del recurso no fotovoltaico. - La tecnología y conocimientos disponibles para realizar las instalaciones no fotovoltaicas. - Las posibilidades reales de realizar la instalación no fotovoltaica, dadas las condiciones de espacio, propiedad del suelo y problemas técnicos. - El coste de los elementos no fotovoltaicos. No podemos decir cual es la solución ideal a priori pero si podemos establecer unos criterios y una metodología de trabajo. Los principales criterios son: - Debemos conseguir con la instalación híbrida al menos la misma cobertura que con una instalación exclusivamente fotovoltaica - La instalación híbrida debe servir para reducir el coste total de la instalación al mínimo posible. - La fiabilidad del sistema híbrido debe ser al menos tan buena como la del sistema fotovoltaico. - Los costes humanos y materiales del mantenimiento del sistema híbrido no deben ser superiores a los del sistema exclusivamente fotovoltaico.

3.8.3. Dimensionado de la instalación. El proceso para dimensionar el sistema híbrido es similar al utilizado para dimensionar un sistema aislado, pero con las variaciones que mencionaremos a continuación. En las instalaciones aisladas el proceso de dimensionado es el siguiente: 1. Establecimiento del tipo de instalación y de los bloques funcionales que intervienen en ella. 2. Cálculo de la energía recibida en el lugar de instalación y establecimiento de los parámetros que influyen en la captación. 3. Establecimiento del periodo anual de trabajo de la instalación, para el que se deben dimensionar los diferentes elementos. 4. Establecimiento del periodo de autonomía de la instalación. 5. Cálculo de la energía consumida por las cargas a las que suministra energía la instalación. 6. Dimensionado de los diferentes elementos constructivos de la instalación: generador, regulador, acumulador, inversor, convertidor, etc. En las instalaciones híbridas vamos a considerar estos mismos apartados pero recogiendo los aspectos diferenciadores.

3.8.3.1. Establecimiento del tipo de instalación y de los bloques funcionales que intervienen en ella. En este aspecto el sistema híbrido es idéntico a cualquier sistema aislado, salvo que incluiremos el bloque del generador no fotovoltaico.

3.8.3.2. Cálculo de la energía recibida en el lugar de instalación y establecimiento de los parámetros que influyen en la captación. En este apartado, además de la captación de energía, que puede realizar el sistema fotovoltaico, debemos analizar las condiciones que tiene el generador auxiliar para captar energía. Esta tarea no es fácil, ya que depende del tipo de fuente auxiliar y de las condiciones específicas de la ubicación. En el caso de los generadores eólicos deberemos de medir el viento medio durante diferentes épocas del año. Aunque existen mapas eólicos por regiones es necesario hacer un estudio específico del lugar donde se realiza la instalación, ya que hay muchos parámetros que influyen de forma local.

3.8.3.3. Establecimiento del periodo anual de trabajo de la instalación, para el que se deben dimensionar los diferentes elementos. En el sistema híbrido, al igual que en el resto de los sistemas aislados de la red, el periodo anual de trabajo de la instalación depende de nuestras ecesidades, no del diseño de la instalación.

3.8.3.4. Establecimiento del periodo de autonomía de la instalación. Este periodo se establecerá de forma idéntica al de las instalaciones aisladas, pero la utilización de otra fuente de energía puede permitirnos reducir de forma notable el tamaño del acumulador. De hecho, este es el punto clave para reducir el coste de nuestra instalación como veremos a continuación.

3.8.3.5. Cálculo de la energía consumida por las cargas a las que suministra energía la instalación. Se realiza de forma análoga a los demás sistemas aislados.

3.8.3.6. Dimensionado de los diferentes elementos constructivos de la instalación: generador, regulador, acumulador, inversor, convertidor, etc. No hay unas soluciones mágicas ni matemáticas únicas, pero en este punto recomendamos hacer varias aproximaciones hasta encontrar un valor mínimo de coste de la instalación. El procedimiento para realizar estas aproximaciones consiste en: 1. Reducir a tres días el periodo máximo de autonomía de la instalación, lo que definirá el tamaño del acumulador. Así mismo, esto definirá el tamaño del generador fotovoltaico siguiendo los procedimientos indicados para dimensionar un generador en las instalaciones aisladas, teniendo en cuenta el consumo y el tamaño del acumulador. 2. Dimensionar el generador auxiliar, para el periodo de peores condiciones de producción de energía, de manera que cubra las necesidades de autonomía de la instalación hasta el periodo máximo de autonomía fijado por el procedimiento aplicable a las instalaciones aisladas. En este punto es conveniente considerar que el rectificador tiene un rendimiento del 85%, por lo que el generador auxiliar debe estar sobre dimensionado teniendo en cuenta las pérdidas producidas en el rectificador y un 20% más como margen de seguridad.

3. Dimensionar los demás elementos necesarios paras el funcionamiento de la instalación, siguiendo las instrucciones dadas para las instalaciones aisladas. Lo que implicará variaciones de los costes que también debemos de considerar. 4. Analizar los costes de la instalación, tanto de la parte fotovoltaica como de la pare auxiliar no fotovoltaico, según lo indicado anteriormente, y sumarlas para establecer el coste total. Si se da la circunstancia de que el generador auxiliar no puede llegar a suministrar la energía necesaria, para cubrir las necesidades de autonomía de la instalación hasta el periodo máximo de autonomía, fijado por el procedimiento aplicable a las instalaciones aisladas, entonces deberemos de seguir el siguiente procedimiento: 1. Fijar las dimensiones del generador auxiliar y establecer la cantidad de energía que nos puede suministrar para su periodo de peores condiciones de producción, teniendo en cuenta las pérdidas en el rectificador. 2. Calcular el resto de la instalación fotovoltaica como si las necesidades de suministro de energía fueran las indicadas en el cálculo de consumo de la carga, menos la energía suministrada por el generador auxiliar. El procedimiento puede parecer farragoso, pero no lo es en absoluto ya que normalmente el generador fotovoltaico más los costes del acumulador suelen superar a los de la fuente auxiliar, por lo que la aproximación suele ser rápida.

3.8.4. Criterios de diseño. A la hora de diseñar la instalación y dimensionar sus componentes, basadas en el pliego de condiciones técnicas para instalaciones conectadas a la red el IDAE. - Todos los módulos que integren la instalación serán del mismo modelo, o en el caso de modelos distintos, el diseño debe garantizar totalmente la compatibilidad entre ellos y la ausencia de efectos negativos en la instalación por dicha causa. - La orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las posibles sombras sobre el mismo serán tales que las pérdidas sean inferiores a los límites establecidos en el módulo 1 - Los inversores han de ser del tipo conexión a la red eléctrica con una potencia de entrada variable para que sea capaz de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día. - En conexiones a la red trifásicas, las protecciones para la interconexión de máxima y mínima frecuencia deben permitir unos valores máximo y mínimo de 51 y 49 hz respectivamente.

3.8.5. Dimensionado de la instalación. Los edificios de los usos indicados en la tabla siguiente incorporarán sistemas de captación y transformación de energía solar por procedimientos fotovoltaicos cuando superen los límites de aplicación establecidos en dicha tabla. La contribución solar mínima de energía eléctrica de origen fotovoltaico es la establecida en la lección correspondiente del módulo 1. Una vez conocido el tamaño obligatorio de la instalación o el tamaño que deseamos darle a un nuestra instalación aunque no sea obligatorio establecer un tamaño mínimo, el procedimiento de dimensionado de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red es similar a los casos anteriores pero con las siguientes diferencias: 1. Establecimiento del tipo de instalación y de los bloques funcionales que intervienen en ella. Esto es similar a los casos anteriores pero en este aparecerán unos componentes específicos. 2. Cálculo de la energía recibida en el lugar de instalación y establecimiento de los parámetros que influyen en la captación. El procedimiento es idéntico al empleado en otras ocasiones. 3. Establecimiento del periodo anual de trabajo de la instalación, para el que se deben dimensionar los diferentes elementos. Las instalaciones de producción deben de trabajar todo el año y obtener la máxima producción de energía posible. 4. Establecimiento del periodo de autonomía de la instalación. No se establece porque están conectadas a la red y no es necesario. 5. Cálculo de la energía consumida por las cargas a las que suministra energía la instalación. No se calcula, porque todo lo que se produce se manda a red. 6. Dimensionado de los diferentes elementos constructivos de la instalación: generador, regulador, acumulador, inversor, convertidor, etc. Se calculas siguiendo los procedimientos indicados para instalaciones aisladas teniendo en cuenta las pérdidas por integración arquitectónica o similar.

3.8.5.1. Dimensionado del inversor. El inversor en las instalaciones conectadas a red es un elemento fundamental. Para dimensionar el inversor debemos tener en cuenta que debe verter a red la máxima potencia que pueda suministrar el generador. De manera que elegiremos un inversor cuya potencia nominal sea algo superior a esta potencia pico del generador.

4. Puesta en marcha y mantenimiento de la instalación Este tema nos presenta algunos aspectos generales de los trabajos a realizar para llevar a cabo la puesta en marcha de nuestra instalación, así como para que resulte más fácil y económico su montaje y mantenimiento.

4.1. Consideraciones generales para la puesta en marcha de la instalación. Desde un punto de vista práctico es imposible prever la gran variedad de condiciones que nos podemos encontrar a la hora de diseñar y poner en marcha una instalación solar fotovoltaica. Pero tanto en el diseño como en el proceso de instalación debemos tener en cuenta las recomendaciones, que se mencionan a continuación, que nos permitan elegir en todo momento la solución más sencilla, práctica y económica posible. Las recomendaciones son las siguientes: - Hasta el momento de la instalación mantener todo el material en sus cajas y embalajes originales para evitar deterioros, prestando especial atención a las indicaciones de fragilidad. - Se debe tener cuidado de no exponer a la intemperie aquellos elementos que no están preparados para ello. - Leer detenidamente la información proporcionada por el fabricante de cualquiera de los equipos utilizados, antes de instalarlos. El conocimiento de las limitaciones de un producto o la secuencia a seguir durante su montaje o conexionado no sólo facilitará su instalación, también evitará problemas y costes adicionales. - Utilizar el apoyo técnico que brindan los fabricantes o su representante local para verificar si la decisión técnica tomada es la más acertada. - Seguir siempre las normas básicas de seguridad. - Diseñar e instalar el sistema pensando que, en algún momento, deberá ser mantenido, reparado o ampliado. Esto implica que todos los componentes en la instalación deben tener un acceso fácil y un diseño modular. - Recordar que la temperatura y humedad ambientes, ya sean muy elevadas o muy bajas, afectan al funcionamiento y la vida útil de todos los componentes del sistema, especialmente a las baterías, reguladores e inversores. - Realizar las operaciones de montaje de forma lógica y ordenada para evitar, accidentes, daños de materiales o dificultades adicionales en el montaje de la instalación. - Actuar con sentido común y planteamiento práctico, teniendo en cuenta que el conocimiento técnico es fundamental, ya que no lo sabemos todo y que preguntar es un signo de inteligencia y no hace daño a nadie.

4.2. Normas de seguridad. Es fundamental que las tareas de instalación y mantenimiento se realicen teniendo en cuenta las normas de seguridad básicas destinadas a proteger a quien las lleva a cabo. En cualquier caso, se deben instalar las señales indicativas normalizadas, que avisen de los posibles accidentes o de las acciones de peligro que se deben evitar, en todos los lugares de la instalación que sean necesarias. Para realizar el mantenimiento del acumulador debemos tener en cuenta las normas de seguridad establecidas por los organismos competentes. Algunas de las más básicas son expuestas a continuación: - Las herramientas a usarse (pinzas, destornilladores, etc.) pueden, accidentalmente, producir un cortocircuito en las baterías al tocar simultáneamente los dos terminales o conductores. Para minimizar esta posibilidad se recomienda utilizar herramientas con protecciones aislantes en las superficies metálicas que no son utilizadas. - Antes de utilizar las sondas de un polímetro en los bornes de las baterías, hay que asegurarse de que el polímetro ha sido colocado correctamente para medir tensiones. Dado que de no hacerse correctamente se pueden producir daños en el polímetro o provocar un arco eléctrico, que puede causar una explosión. - Todas las operaciones con baterías se deben realizar habiendo desconectado el acumulador del resto de la instalación. Además, antes de realizar cualquier operación con una batería, que ha sido cargada, es recomendable dejarla como mínimo una hora con los tapones retirados. - No se deben usar anillos, cadenas, relojes y pulseras mientras trabaja con las baterías, para evitar cortocircuitos accidentales. - En cualquier trabajo con baterías se deben utilizar vestimentas adecuadas que cubran la totalidad del cuerpo, además se deben utilizar botas, guantes y gafas de protección, así como mascarillas para evitar la inhalación de gases y delantal de goma para trabajar con baterías de plomo-ácido. - Se debe disponer de agua abundante y de bicarbonato sódico para neutralizar el ácido del electrolito en el caso de que salte a la piel o a los ojos. - No se debe fumar ni utilizar soldadores, sopletes o cualquier otra fuente de calor intenso en la sala de baterías. - Se debe evitar, la sujeción de las baterías por los bornes y que los elementos metálicos de elevación se enganchen con los bornes y produzcan un cortocircuito. Además el aparejo de elevación debe disponer de protección de seguridad para atmósferas inflamables. - No se deben realizar esfuerzos físicos excesivos para mover o colocar las baterías en sus estantes, ya que se pueden producir lesiones traumáticas graves. Además en las instalaciones fotovoltaicas deben adoptarse las mismas medidas de seguridad personal que en cualquier otra instalación eléctrica, establecidas por los organismos competentes. Algunas de las más básicas son expuestas a continuación: - Tomar las medidas necesarias para evitar las descargas eléctricas debidas a contactos directos o indirectos accidentales con las líneas de corriente. - Asegurarse de que todas las cajas de conexiones se encuentran cerradas y aisladas convenientemente.

- No manipular cables o conexiones sin haberse asegurado de las tensiones de trabajo. - No manipular un conductor activo mientras el otro conductor activo pueda ser tocado accidentalmente. - Tener mucho cuidado al manipular instalaciones eléctricas en locales con humedad o en presencia de ambientes potencialmente inflamables. El montaje de una instalación fotovoltaica implica que el personal técnico se vea en situaciones de trabajo con peligro personal. Por lo que deben adoptarse las mismas medidas de seguridad personal que en cualquier otra instalación a la intemperie, establecidas por los organismos competentes. Algunas de las más básicas son expuestas a continuación: - Evitar el trabajo en condiciones de fuerte insolación para evitar que pudieran producirse accidentes por agotamiento o pérdida de conciencia. - Utilizar casco, guantes y botas de protección, para evitar posibles golpes provocados durante la manipulación de material. - Utilizar gafas de sol adecuadas, para evitar pérdida momentánea de visión que puedan provocar accidentes. - Utilizar siempre que sea necesario cuerdas, arneses, cinturones de seguridad redes. No confiarse al realizar trabajos a cierta altura. - Asegurarse de que las superficies de los tejados son suficientemente resistentes y están en condiciones adecuadas para desplazarse por ellas y no hacerlo nunca sin asegurarse. - Asegurarse de la correcta colocación, equilibrio y fijación de los andamios y escaleras. - Mover el material con cuidado y utilizando grúas y sistemas de sujeción que impidan posibles daños al trabajador, por pérdidas de equilibrio o esfuerzos excesivos, o que puedan provocar daños por golpes o caídas al material. - Se debe recordar que la tensión del inversor conectado a las baterías ya no es tan baja y esta si puede provocar la muerte por electrocución del operario.

4.3. Puesta en marcha de la instalación. La puesta en funcionamiento de una instalación fotovoltaica debe seguir un protocolo de actuaciones que garanticen su correcto funcionamiento inicial. El protocolo de puesta en marcha de una instalación debe estar diseñado para cada instalación fotovoltaica específica. En principio y de forma general, una vez realizada toda la instalación se procederá de la siguiente forma: 1. Realizar las mismas operaciones recogidas posteriormente como operaciones de mantenimiento con los números GT1, GT4, GT5, AT1, ET1, ET2, CT1 y TT1, que sean aplicables. 2. Cargar el software en los equipos de monitorización y control o en todos aquellos que fuera necesario.

3. Comenzar a conectar paulatinamente la instalación, siguiendo la secuencia lógica desde el generador hasta la carga. 4. Realizar las mismas operaciones recogidas posteriormente como operaciones de mantenimiento con los números GT2, GT3, AT2, ET3, ET4 y CT2, que sean aplicables. 5. Provocar diversas situaciones extremas en la instalación, como introducir cargas máximas de consumo, desconectar el acumulador, desconectar la carga, etc. 6. Comprobar que todos los equipos, alarmas y sistemas de monitorización y control actúan correctamente. 7. Comprobar que no se producen vibraciones, fallos, alarmas, calentamientos zumbidos o cualquier otra cosa extraña en la instalación. Para la puesta en marcha, suelen ser necesarios los siguientes documentos y materiales: - Esquemas eléctricos de la instalación. - Especificaciones técnicas de la instalación. - Manuales de funcionamiento de los diferentes equipos. - Software de monitorización. - Instrumental indicado en cada operación de mantenimiento.

4.4. Plan de mantenimiento anual. El hecho de tener una instalación adecuadamente diseñada y realizada con los materiales adecuados no garantiza su correcto funcionamiento. Es necesario seguir de forma continua un protocolo de mantenimiento de los diferentes elementos de la instalación para alargar la vida de la instalación y evitar averías de muy costosa reparación. Todas las operaciones indicadas pueden ser realizadas por el servicio de mantenimiento si así se acuerda con el usuario de la instalación, aunque es recomendable que el usuario también participe en estas tareas, ya que esto garantiza un mejor seguimiento del funcionamiento de la instalación. Como norma general, las operaciones de mantenimiento con periodicidad menor de un año deben ser realizadas por el usuario de la instalación y las operaciones con periodicidad anual, o mayor, deben ser realizadas por el servicio técnico de mantenimiento. El plan de mantenimiento es el listado de protocolos de actuación destinados a garantizar el correcto funcionamiento de la instalación, en el que se deben incluir las fechas de aplicación de cada una de las operaciones. El plan de mantenimiento debe contemplar inspecciones periódicas del sistema, así como el registro e historial de algunas de las mediciones hechas en el mismo. Este plan debe dar prioridad a los componentes más susceptibles de sufrir deterioro. La frecuencia de las inspecciones

estará dictada por las condiciones de uso, la edad del sistema, los problemas potenciales que se hayan identificado, o por situaciones fortuitas (tormentas o períodos de baja insolación). A continuación mostramos un ejemplo de hojas de seguimiento y control de las operaciones de mantenimiento. En ellas hemos incluido las operaciones de mantenimiento que se indican a continuación. Estas operaciones pueden ser ampliadas o variadas en frecuencia y contenido según los criterios del diseñador de la instalación o del estado de esta. El control del mantenimiento se debe de realizar mediante un cuadernillo de mantenimiento anual compuesto por: - Cuarenta hojas semanales, a rellenar por el propio usuario. - Nueve hojas mensuales, a rellenar por el propio usuario. - Dos hojas trimestrales, a rellenar por el propio usuario. - Una hoja semestral, a rellenar por el propio usuario. - Una hoja de mantenimiento anual, a rellenar por el servicio técnico de mantenimiento. - Una serie de hojas adicionales para incidencia durante el transcurso del año, a rellenar por el servicio técnico de mantenimiento. Hay que tener en cuenta que cuando se realiza una inspección trimestral ya no es necesario realizar simultáneamente una inspección mensual, ya que va incluida. En el mismo cuadernillo también deben estar indicadas las operaciones de mantenimiento a realizar y las referencias a los esquemas eléctricos de la instalación y a las características técnicas a tener en cuenta.

4.5. Mantenimiento del generador. El correcto funcionamiento del generador es un aspecto fundamental del funcionamiento de la instalación en su conjunto. Para garantizar el correcto funcionamiento del generador, su vida útil y el rendimiento de la instalación es necesario realizar una serie de operaciones que mencionamos a continuación.

4.5.1. Operaciones de mantenimiento a realizar por el usuario. Operación de mantenimiento GU1 - Objetivo: Comprobar visualmente del correcto funcionamiento del generador. - Operaciones a realizar: El usuario observará los sistemas de monitorización de la instalación para comprobar que no existen anomalías en su funcionamiento. En caso de detectar algún tipo de fallo el usuario se pondrá en contacto con el personal técnico de mantenimiento. - Elementos a utilizar: No son necesarios. - Periodicidad: Semanalmente como mínimo. - Realiza la operación: El propio usuario de la instalación.

Operación de mantenimiento GU2 - Objetivo: Limpiar la superficie de los módulos del generador. - Operaciones a realizar: Limpiar la superficie de los módulos de polvo y restos adheridos de suciedad. Utilizar materiales no abrasivos como trapos de algodón y agua, y jabón neutro, para evitar rayar la superficie de cristal de los módulos. En caso de suciedad resistente utilizar trapos humedecidos en alcohol para disolverla. - Elementos a utilizar: Agua, trapos, productos de limpieza no abrasivos y alcohol. - Periodicidad: Mensualmente y en casos de tormentas de polvo o similares. - Realiza la operación: El propio usuario de la instalación. Operación de mantenimiento GU3 - Objetivo: Comprobar visualmente el estado general del generador. - Operaciones a ealizar: Comprobar que no aparecen sombreados imprevistos de los módulos debido al crecimiento de la vegetación, restos de suciedad movidos por el viento u objetos imprevistos próximos a los módulos. En caso de detectarse alguno de estos hechos el usuario deberá aplicar las medidas correctoras apropiadas.Comprobar que no existen daños apreciables en los módulos, cableado eléctrico, cajas de conexiones, estructuras de soporte de los paneles, fijación de los paneles, etc. En caso de detectar algún tipo de fallo el usuario se pondrá en contacto con el personal técnico de mantenimiento. Comprobar que no se han producido nidos de insectos en las cajas de conexiones o en algún rincón de los paneles. En caso de detectarse alguno de estos hechos el usuario deberá aplicar las medidas correctoras apropiadas. Comprobar que no se aprecian daños en los conductores aéreos de los paneles a suelo por ataques de roedores. En caso de detectarse alguno de estos hechos el usuario deberá comunicárselo al servicio de mantenimiento para aplicar las medidas correctoras apropiadas. - Elementos a utilizar: Los adecuados a cada tipo de incidencia. - Periodicidad: Debe realizarse una vez cada tres meses como mínimo. - Realiza la operación El propio usuario de la instalación. Operación de mantenimiento GU4 - Objetivo: Comprobar visualmente el estado de la estructura de soporte de los paneles. - Operaciones a realizar Comprobar que los paneles se encuentran en su posición correcta y no has sufrido movimientos por efecto del viento, el peso de la nieve o el desplazamiento de tierras. Comprobar que los paneles están bien fijados a sus estructuras de soporte, no se encuentran sueltos por falta de apriete de los tornillos de sujeción o por falta de tornillos perdidos a causa de la vibración. Comprobar la estructura no presenta deformaciones anómalas. Comprobar que no aparecen puntos de corrosión en la estructura de soporte ni en los puntos de puesta a tierra. Comprobar la base de soporte de la estructura de los paneles no presenta grietas o roturas, que puedan provocar el desmoronamiento de la estructura de soporte. En caso de detectar algún tipo de fallo el usuario se pondrá en contacto con el personal técnico de mantenimiento. - Elementos a utilizar: No son necesarios - Periodicidad: Debe realizarse una vez cada tres meses como mínimo.

- Realiza la: El propio usuario de la instalación.

4.5.2. Operaciones de mantenimiento a realizar por el servicio técnico. Operación de mantenimiento GT1 - Objetivo: Realizar una revisión general del generador. - Operaciones a realizar: Se deben realizar todas las operaciones que realiza habitualmente el propio usuario de la instalación para garantizar que el sistema está en óptimas condiciones de mantenimiento. Estas operaciones son: - Comprobar visualmente del correcto funcionamiento del generador y de sus equipos de control. - Comprobar visualmente el estado general del generador, su limpieza y las sombras que hubieran aparecido. - Elementos a utilizar: Agua, trapos, productos de limpieza no abrasivos y alcohol. - Periodicidad: Anualmente. - Realiza la operación: Personal técnico de mantenimiento. Operación de mantenimiento GT2 - Objetivo: Comprobar la tensión e intensidad eléctricas producidas por el generador - Operaciones a realizar: En el momento de realizarse la comprobación, a partir de la característica I-V de los módulos, los valores de irradiación solar y la temperatura ambiente se deben determinar la tensión teórica en circuito abierto y la corriente teórica de cortocircuito de las ramas y del conjunto del generador. En la caja principal de conexiones del generador desconectar los terminales positivo y negativo principales actuando sobre los interruptores magnetotérmicos y comprobar que la tensión existente entre los terminales positivo y negativo del generador es la calculada para las condiciones ambientales del momento. En caso de que no se cumpla la condición anterior se debe comprobar el estado de las protecciones de las diferentes ramas de paneles, fusibles, diodos, varistores y magnetotérmicos. En el caso de que se observen daños en alguno de ellos se debe proceder a su sustitución. En caso de que a pesar de haber realizado la operación anterior, el generador sigue sin suministrar el voltaje adecuado, se debe proceder a comprobar la tensión existente entre los terminales positivo y negativo de cada rama en paralelo del generador es la calculada para las condiciones ambientales del momento, teniendo en cuenta el número de módulos de cada rama y los módulos que ya tienen alguna serie de células dañadas. En caso de que se descubra una rama con un comportamiento incorrecto se procederá a comprobar panel por panel hasta descubrir el módulo o módulos dañados y se procederá a su reparación, anulación o sustitución. En el caso de que no se observen problemas en el voltaje del generador en circuito abierto se debe proceder a comprobar el correcto funcionamiento del generador midiendo la corriente de cortocircuito, conectando los terminales positivo y negativo con un conductor adecuado a la corriente que debe circular. En caso de que no se cumpla la condición anterior se debe comprobar que la corriente de cortocircuito de cada rama en paralelo del generador es la calculada para las

condiciones ambientales del momento, teniendo en cuenta el número de módulos de cada rama y los módulos que ya tienen alguna serie de células dañadas. En caso de que se descubra una rama con un comportamiento incorrecto frente a la corriente se procederá a comprobar panel por panel hasta descubrir el módulo o módulos dañados y se procederá a su reparación, anulación o sustitución. - Elementos a utilizar: Plano de conexionado serie-paralelo del generador. Manual de características de los módulos utilizados. Radiómetro, polímetro o pinza amperimétrica, cables para cortocircuitar el generador y medidor de aislamiento. - Periodicidad Anualmente o cuando el usuario informe de algún fallo de funcionamiento o de que el generador ha sido alcanzado por una tormenta eléctrica. - Realiza la operación: Personal técnico de mantenimiento. Operación de mantenimiento GT3 - Objetivo: Comprobar el aislamiento eléctrico del generador. - Operaciones a realizar: Comprobar, con un medidor de aislamiento eléctrico, el aislamiento de los paneles y conductores del generador. Los malos aislamientos pueden originar corrientes de fuga peligrosas y daños a la instalación. Todas las operaciones se realizarán según las instrucciones específicas del equipo de medición utilizado. - Elementos a utilizar: Medidores de aislamiento. Normativa de aislamiento eléctrico para instalaciones situadas en el exterior. - Periodicidad: Anualmente o cuando el usuario informe de algún fallo de funcionamiento. - Realiza la operación: Personal técnico de mantenimiento. Operación de mantenimiento GT4 - Objetivo Comprobar la instalación eléctrica del generador. - Operaciones a realizar: Comprobar que los cables de conexión entre módulos están correctamente conectados, no están tensos debido a movimientos de los módulos y están convenientemente sujetos a las cajas de conexión. En caso contrario aplicar las medidas correctoras necesarias, incluidas la recolocación de los módulos o sustitución de los cables. Comprobar en las cajas de conexiones principales y de los módulos que los pasacables cierran correctamente y que los cables están correctamente fijados; su longitud en el interior es la adecuada para que las conexiones no estén sometidos a esfuerzos innecesarios; están correctamente conectados a los terminales con el apriete necesario; y que los terminales no presentan indicios de corrosión. En caso contrario aplicar las medidas correctoras necesarias, incluidas la sustitución de pasacables, cables o terminales. Siempre que se abran y revisen las cajas, se deben de proteger las conexiones y terminales con elementos específicos contra la corrosión como grasas adecuadas y asegurarse de que las cajas de conexión quedan completamente estancas una vez cerradas. Comprobar que no se han producido nidos de insectos en las cajas de conexiones o en algún rincón de los paneles. En caso de detectarse alguno de estos hechos deberán eliminarse con los medios adecuados para ello. Comprobar que no se aprecian daños en los conductores aéreos de los paneles a suelo por ataques de roedores. En caso de detectarse alguno de estos hechos se deberán de sustituir los cables y proceder a protegerlos con algún tipo de blindaje adecuado.

- Elementos a utilizar: Planos de conexionado de las cajas. Juego de llaves adecuado y atornilladores. Grasa de protección de conexiones. Elementos selladores como siliconas para intemperie. - Periodicidad Anualmente o cuando informe el usuario de avería. - Realiza la operación Personal técnico de mantenimiento. Operación de mantenimiento GT5 - Objetivo: Comprobar el estado de la estructura de soporte de los paneles. - Operaciones a realizar: Comprobar que los paneles se encuentran en su posición correcta y no has sufrido movimientos por efecto del viento, el eso de la nieve o el desplazamiento de tierras. Comprobar que los paneles están bien fijados a sus estructuras de soporte, no se encuentran sueltos por falta de apriete de los tornillos de sujeción o por falta de tornillos perdidos a causa de la vibración. Comprobar que la estructura no presenta deformaciones anómalas. Comprobar que no aparecen puntos de corrosión en la estructura de soporte ni en los puntos de puesta a tierra. Comprobar que la base de soporte de la estructura de los paneles no presenta grietas o roturas, que puedan provocar el desmoronamiento de la estructura de soporte. En caso de detectar algún fallo en alguno de los puntos indicados anteriormente se han de aplicar las medidas correctoras adecuadas al fallo detectado, incluidas la obra civil necesaria para garantizar el correcto funcionamiento de la estructura de soporte. - Elementos a utilizar: Especificaciones mecánicas indicando ajustes y pares de apriete. Llaves y destornilladores dinamométricos. Materiales necesarios para reponer la obra civil. - Periodicidad: Anualmente o cuando el usuario informe de algún fallo. - Realiza la operación: Personal técnico de mantenimiento.

4.6. Mantenimiento del acumulador. El correcto funcionamiento del acumulador es otro aspecto fundamental del funcionamiento de una instalación aislada. Para garantizar el correcto funcionamiento del acumulador, su vida útil y el rendimiento de la instalación es necesario realizar una serie de operaciones, que mencionaremos a continuación. Una cosa fundamental en el mantenimiento del acumulador es mantener un orden estricto en el procedimiento de inspección. Para ello cada batería y celda deben estar claramente identificadas. La mejor manera de organizar el registro es usar un número, para identificar cada batería y una letra para identificar cada celda de esta batería. Por ejemplo, el código 9-C identificará la tercera celda de la batería número 9. Un esquema del banco de baterías, conteniendo esta información, nos permitirá localizar cada batería y cada celda dentro de la misma.

4.6.1. Operaciones de mantenimiento a realizar por el usuario. Operación de mantenimiento AU1 - Objetivo: Comprobar el estado de carga del acumulador. - Operaciones a realizar: Comprobar periódicamente las indicaciones del estado de carga del acumulador que debe presentar el equipo de monitorización del sistema. - Elementos a utilizar: Manual de uso de la instalación. - Periodicidad: Semanalmente como mínimo. - Realiza la operación: El propio usuario de la instalación. Operación de mantenimiento AU2 - Objetivo: Agitar las baterías. - Operaciones a realizar: En el caso de que sea posible, se deben agitar las baterías, con suavidad, para evitar la estratificación del electrolito. Esto solo será viable en acumuladores cuyas baterías no estén sujetas firmemente a al bancada. - Elementos a utilizar: Gafas protectoras, botas, guantes y ropa de protección. - Periodicidad: Mensualmente. - Realiza la operación: El propio usuario de la instalación. Operación de mantenimiento AU3 - Objetivo: Medir la densidad del electrolito en las baterías. - Operaciones a realizar: Deberá medirse la densidad del electrolito en cada una de las celdas que componen el banco de baterías y archivar los resultados. La comparación de los resultados con medidas hechas con anterioridad permitirá detectar el comienzo de problemas en una determinada celda. Bruscas variaciones en la densidad o el nivel del electrolito, ayudan a determinar el envejecimiento de una batería de plomo-ácido o el uso incorrecto del sistema fotovoltaico. La medida de la densidad del electrolito se realizará siguiendo el procedimiento indicado por el suministrador del densímetro, normalmente el propio suministrador de las baterías. - Elementos a utilizar: Densímetro. Gafas protectoras, botas, guantes y ropa de protección. Registro de medidas de densidad del electrolito en las baterías. - Periodicidad Una vez por mes, o con mayor frecuencia si se detecta algún problema. - Realiza la operación El propio usuario de la instalación. Operación de mantenimiento AU4 - Objetivo: Comprobar la limpieza de las baterías. - Operaciones a realizar: Las operaciones a realizar para comprobar la limpieza de las baterías son las siguientes: Comprobar que las de baterías no presentan restos de suciedad, salpicaduras de electrolito, restos de condensación, etc. que pueda provocar auto descargas o derivaciones eléctricas. En caso de observar estos restos, proceder a limpiar la suciedad con un trapo humedecido con agua a la que hayamos añadido un chorro de jabón neutro y unas cucharadas de bicarbonato sódico (10 % en peso de bicarbonato sódico por peso de agua) y secar con un paño limpio. Comprobar que los terminales de conexión no muestran corrosión o sulfatación. En tal caso desconectar el acumulador de la instalación utilizando los interruptores

correspondientes. Desconectar los terminales y limpiarlos con agua a la que hayamos añadido un chorro de jabón neutro y unas cucharadas de bicarbonato sódico (10 % en peso de bicarbonato sódico por peso de agua) y secar con un paño limpio. En caso necesario se deben limpiar los terminales y bornes con cepillos de alambre, limas o lijas adecuadas. Posteriormente Gasa aplicar una grasa conductora al borne y conectar el terminal. Una vez realiza esta operación se debe cubrir el conjunto con grasa especial para conexiones o vaselina, para protegerlo. Comprobar la limpieza y estado de limpieza de los tapones de las baterías. En caso de suciedad se debe de proceder a limpiar la suciedad con un trapo humedecido con agua a la que hayamos añadido un chorro de jabón neutro y unas cucharadas de bicarbonato sódico (10 % en peso de bicarbonato sódico por peso de agua) y secar con un paño limpio. Comprobar que los cables ce conexión no se hallan dañados por mordeduras de roedores. En tal caso se debe proceder a su reparación o sustitución y a eliminar el origen de los ataques a los conductores. - Elementos a utilizar: Trapos, agua, jabón neutro y bicarbonato sódico. Gafas protectoras, botas, guantes y ropa de protección. Herramientas para la limpieza de los terminales. Grasa conductora especial para conexiones de baterías. - Periodicidad: Trimestralmente como mínimo. - Realiza la peración: El propio usuario de la instalación. Operación de mantenimiento AU5 - Objetivo: Comprobar los niveles de electrolito en los vasos de las baterías. - Operaciones a realizar: Comprobar que el nivel del electrolito se encuentra entre los niveles mínimo y máximo establecidos por el fabricante. Si el nivel de electrolito está por debajo del mínimo, reponer el nivel del electrolito, para lo cual se debe proceder de la siguiente manera: En las baterías de plomo-ácido nunca se debe agregar ácido al electrolito o productos restauradores milagrosos. Si se debe restaurar el nivel del electrolito, agregando agua destilada, hasta el nivel recomendado por el fabricante. Si no lo conoce se debe llenar la celda con agua destilada solamente, dejando suficiente separación (2 cm mínimo) entre el borde superior donde va el tapón y la superficie del electrolito. Una excesiva cantidad de electrolito acelera su expulsión al exterior, lo que se traduce en una pérdida del ácido. Evitar las salpicaduras de electrolito, especialmente en la piel y ojos para lo que se deben utilizar guantes y gafas protectoras. En el caso que se produzcan limpiarlas con un trapo humedecido con agua a la que hayamos añadido unas cucharadas de bicarbonato sódico (10 % en peso de bicarbonato sódico por peso de agua) y secar con un paño limpio. Al introducir el agua destilada, evitar la introducción de suciedad en el interior de las celdas de la batería, para lo cual conviene utilizar un embudo de plástico, nunca metálico, para evitar cortocircuitos. - Elementos a utilizar: Agua destilada. Embudo. Trapos, agua y bicarbonato sódico. Gafas protectoras, botas, guantes y ropa de protección. - Periodicidad: Trimestralmente como mínimo. - Realiza la peración: El propio usuario de la instalación. Operación de mantenimiento AU6 - Objetivo: Comprobar el estado y limpieza de la sala de baterías o armarios y bancadas de soporte.

- Operaciones a realizar: Para realizar este mantenimiento se debe proceder de la siguiente manera: Comprobar que no se encuentran almacenados objetos innecesarios en la sala de baterías. Comprobar que los sistemas antiincendios se encuentran en perfectas condiciones de uso y no han caducado. Comprobar que no hay nidos de insectos o madrigueras de roedores. Comprobar que la sala de baterías o armarios y bancadas de soporte no presentan restos de suciedad, salpicaduras de electrolito, restos de condensación, etc. que pueda provocar auto descargas o derivaciones eléctricas. En caso de observar estos restos, proceder a limpiar la suciedad con un trapo humedecido con agua a la que hayamos añadido un chorro de jabón neutro y unas cucharadas de bicarbonato sódico (10 % en peso de bicarbonato sódico por peso de agua). - Elementos a utilizar: Trapos, fregona, agua, jabón neutro y bicarbonato sódico. - Periodicidad: Semestralmente como mínimo. - Realiza la operación El propio usuario de la instalación.

4.6.2. Operaciones de mantenimiento a realizar por el servicio técnico. Operación de mantenimiento AT1 - Objetivo: Comprobar el estado general del acumulador. - Operaciones a realizar: Se deben realizar todas las operaciones que realiza habitualmente el propio usuario de la instalación para garantizar que el sistema está en óptimas condiciones de mantenimiento. Estas operaciones son: - Comprobar el estado de carga del acumulador. - Agitar las baterías. - Medir la densidad del electrolito en las baterías. - Comprobar la limpieza de las baterías. - Comprobar los niveles de electrolito en los vasos de las baterías. - Comprobar el estado y limpieza de la sala de baterías o armarios y bancadas de soporte. - Elementos a utilizar: Manual de uso de la instalación. - Periodicidad: Anualmente como mínimo. - Realiza la operación: Personal técnico de mantenimiento. Operación de mantenimiento AT2 - Objetivo: Comprobación de la tensión del acumulador y del estado de apriete de las conexiones de las baterías. - Operaciones a realizar: En el caso de que el acumulador presente un bajo estado de carga, a pesar de debiera estar cargado, se debe hacer una verificación más exhaustiva. Para ello se deben realizar los asos siguientes: Asegurarse de que se ha realizado una carga previa del cumulador, seguida de un período de inactividad de varias horas. Desconectar el acumulador de la instalación utilizando los interruptores correspondientes. Verificar que la tensión existente entre los bornes del acumulador es la tensión nominal del sistema. En caso de que la tensión obtenida no se corresponda con la tensión nominal, comprobar que los terminales de conexión hacen el contacto adecuado con los bornes de las baterías y están correctamente apretados. En caso de encontrar alguna conexión incorrecta apretar dicha conexión según el par de apriete establecido por el fabricante y asegurarse de la correcta

conexión. Una vez revisadas las conexiones volver a realizar todo el proceso para verificar la tensión del acumulador. En el caso de que subsista el problema se debe seguir con el punto siguiente. - Elementos a utilizar: Plano de conexionado serie-paralelo de las baterías. Polímetro. - Herramientas: para limpiar y apretar los terminales. Grasa especial para conexiones de baterías. - Periodicidad: Anualmente o cuando el usuario detecte algún problema de carga del acumulador. - Realiza la operación: Personal técnico de mantenimiento.

4.7. Mantenimiento de otros equipos de la instalación. El resto de los equipos, aparte del generador y del acumulador, tienen una importancia básica en el funcionamiento del sistema, por lo que para garantizar el correcto funcionamiento de la instalación es necesario realizar una serie de operaciones que mencionamos a continuación.

4.7.1. Operaciones de mantenimiento a realizar por el usuario. Operación de mantenimiento EU1 - Objetivo: Comprobar el estado de funcionamiento del regulador, convertidor, inversor y otros aparatos y accesorios. - Operaciones a realizar: Revisar los equipos periódicamente para comprobar que todas las alarmas están apagadas y los indicadores marcan parámetros dentro de la normalidad. - Elementos a utilizar: No son necesarios. - Periodicidad: Semanalmente. - Realiza la operación: El propio usuario de la instalación. Operación de mantenimiento EU2 - Objetivo: Comprobar el estado de limpieza del regulador, convertidor, inversor y otros aparatos y accesorios. - Operaciones a realizar: Comprobar que los equipos no muestran restos de suciedad o humedad que puedan afectar a su funcionamiento. En el caso de detectar suciedad se debe limpiar con un trapo humedecido en agua o en el caso de suciedad muy persistente con alcohol. En el caso de detectar humedad se debe buscar el origen y avisar al servicio técnico de mantenimiento sino es capaz de solucionarlo el mismo usuario. - Elementos a utilizar: Elementos convencionales de limpieza: agua, jabón neutro, trapos, bayetas, etc. Alcohol. - Periodicidad Trimestralmente. - Realiza la operación El propio usuario de la instalación.

Operación de mantenimiento EU3 - Objetivo: Comprobar el estado de sujeción del regulador, convertidor, inversor y otros aparatos y accesorios. - Operaciones a realizar: Mediante pequeños esfuerzos sobre los equipos comprobar que su sujeción es firme. Comprobar visualmente que la superficie de soporte de los equipos no presenta grietas, desprendimientos o pérdida de elementos de sujeción. - Elementos a utilizar: No son necesarios. - Periodicidad: Semestralmente. - Realiza la operación: El propio usuario de la instalación.

4.7.2. Operaciones de mantenimiento a realizar por el servicio técnico. Operación de mantenimiento ET1 - Objetivo: Comprobar el estado de las conexiones del regulador, convertidor, inversor y otros aparatos y accesorios. - Operaciones a realizar: Comprobar que los cables están correctamente conectados. Si se observa algún cable suelto o con su sistema de conexión flojo, se debe volver a conectar el cable o apretar el elemento de conexión. Comprobar en las cajas de conexiones que los cables están correctamente fijados; su longitud en el interior es la adecuada para que las conexiones no estén sometidos a esfuerzos innecesarios; están correctamente conectados a los terminales con el apriete necesario; y que los terminales no presentan indicios de corrosión. En caso contrario aplicar las medidas correctoras necesarias, incluidas la sustitución de pasacables, cables o terminales. Siempre que se abran y revisen las cajas, se deben de proteger las conexiones y terminales con elementos específicos contra la corrosión como grasas adecuadas y asegurarse de que las cajas de conexión quedan completamente estancas una vez cerradas, en el caso de estar a la intemperie. Comprobar que no se han producido nidos de insectos en las cajas de conexiones o en algún rincón de los paneles. En caso de detectarse alguno de estos hechos deberán eliminarse con los medios adecuados para ello. Comprobar que no se aprecian daños en los conductores por ataques de roedores. En caso de detectarse se deberán de sustituir los cables y proceder a protegerlos con algún tipo de blindaje adecuado. - Elementos a utilizar: Planos de conexionado de las cajas. Juego de llaves adecuado y atornilladores. Grasa de protección de conexiones. - Periodicidad: Anualmente o cuando el usuario informe de algún fallo. - Realiza la operación: Personal técnico de mantenimiento. Operación de mantenimiento ET2 - Objetivo: Comprobar que la superficie de soporte de los equipos no presenta grietas, desprendimientos o pérdida de elementos de sujeción. - Operaciones a realizar: En caso de detectar algún fallo realizar las operaciones necesarias para asegurar la fijación de los equipos. - Elementos a utilizar Los necesarios en función de la obra civil a realizar.

- Periodicidad: Anualmente. - Realiza la operación: Personal técnico de mantenimiento. Operación de mantenimiento ET3 - Objetivo: Comprobar el funcionamiento del regulador, convertidor, inversor y otros aparatos y accesorios. - Operaciones a realizar: Comprobar que el inversor o el convertidor suministran a la carga la corriente y el voltaje adecuados, según las condiciones específicas de la instalación. Comprobar que el regulador suministra al acumulador la corriente y el voltaje adecuados, según las condiciones específicas de la instalación. Comprobar el correcto funcionamiento de indicadores, interruptores y alarmas de todos los equipos. En caso de detectar algún fallo proceder a reparar o sustituir el equipo averiado. - Elementos a utilizar: Especificaciones técnicas de la instalación. Polímetro. Pinza amperimétrica. - Periodicidad: Anualmente o cuando el usuario informe de algún fallo. - Realiza la operación: Personal técnico de mantenimiento. Operación de mantenimiento ET4 - Objetivo Comprobar el funcionamiento de los equipos de monitorización y control. - Operaciones a realizar Comprobar el correcto funcionamiento del equipo de monitorización, mediante software de diagnóstico. Comprobar las bases de datos almacenadas en el sistema de monitorización para detectar algún posible fallo sistemático. Comprobar que le llega información al sistema de monitorización y control y este actúa dando las instrucciones adecuadas, haciendo que los equipos del sistema se desconecten o funcionen fuera de sus valores habituales y comprobar la respuesta del sistema de monitorización y control. - Elementos a utilizar: Software de monitorización. - Periodicidad: Anualmente o cuando el usuario informe de algún fallo. - Realiza la operación: Personal técnico de mantenimiento.

4.8. Mantenimiento del cableado. El cableado es un elemento que sufre daños con cierta frecuencia debido a sus propias características por esta razón es conveniente realizar las siguientes operaciones de mantenimiento.

4.8.1. Operaciones de mantenimiento a realizar por el usuario. Operación de mantenimiento CU1 - Objetivo Comprobar el estado del cableado en toda la instalación.

- Operaciones a realizar: Realizar una inspección visual para comprobar que el cableado, del generador y los cableados externos e internos se encuentran en buen estado. Los cableados aéreos deben estar correctamente sujetos y limpios de elementos, pesos o tensiones que los puedan perjudicar. Los cableados exteriores no aéreos, sus protecciones y las canalizaciones deben estar en buen estado sin presentar signos de impacto, movimiento por raíces, desplazamiento, oxidación, humedad, ataque de roedores, etc. Los cableados interiores, sus protecciones y las canalizaciones deben estar en buen estado sin presentar signos de impacto, desplazamiento, oxidación, humedad, ataque de roedores, etc. En el caso de que el usuario pueda aplicar las medidas correctoras pertinentes, las llevará a cabo o en caso contrario avisará al servicio técnico de mantenimiento. En ningún caso deberá proceder modificar la instalación eléctrica. - Elementos a utilizar: Los necesarios en función de la reparación a realizar. - Periodicidad: Trimestralmente. - Realiza la operación: El propio usuario de la instalación.

4.8.2. Operaciones de mantenimiento a realizar por el servicio técnico. Operación de mantenimiento CT1 - Objetivo: Comprobar el estado del cableado en toda la instalación. - Operaciones a realizar: Realizar una inspección visual para comprobar que el cableado, del generador y los cableados externos e internos se encuentran en buen estado. Los cableados aéreos deben estar correctamente sujetos y limpios de elementos, pesos o tensiones que los puedan perjudicar.Los cableados exteriores no aéreos, sus protecciones y las canalizaciones deben estar en buen estado sin presentar signos de impacto, movimiento por raíces, desplazamiento, oxidación, humedad, ataque de roedores, etc. Los cableados interiores, sus protecciones y las canalizaciones deben estar en buen estado sin presentar signos de impacto, desplazamiento, oxidación, humedad, ataque de roedores, etc. Se deberán aplicar las medidas correctoras pertinentes y en caso necesario sustituir los elementos dañados, introducir nuevas protecciones, sujetar por otros procedimientos los cables o cualquier otra acción necesaria. - Elementos a utilizar: Los necesarios en función de la reparación a realizar. - Periodicidad: Anualmente o cuando el usuario detecte daños en el cableado. - Realiza la peración: El propio usuario de la instalación. Operación de mantenimiento CT2 - Objetivo: Comprobar la caída de tensión en los diferentes conductores de la instalación. - Operaciones a realizar: Comprobar con una pinza amperimétrica que la corriente que circula por los circuitos generador-regulador, reguladoracumulador, reguladorinversor, regulador-convertidor, inversorconexión a red, convertidor-carga o inversor-carga, son las previstas según el diseño y condiciones de funcionamiento de la instalación y se encuentran dentro de los márgenes fijados por las

especificaciones técnicas. Comprobar con un polímetro que las diferencias de potencial entre bornes a la entrada y a la salida de los circuitos generadorregulador, regulador-acumulador, regulador-inversor, reguladorconvertidor, inversor-conexión a red, convertidor-carga o inversor-carga, son las previstas según el diseño y condiciones de funcionamiento de la instalación y se encuentran dentro de los márgenes fijados por las especificaciones técnicas. En caso de detectarse caídas de tensión o corrientes eléctricas no adecuadas se deberá proceder a medir la resistencia eléctrica de los cables y comprobar que se encuentra dentro de los márgenes de diseño. En el caso de detectar conductores con un funcionamiento incorrecto, se deberá proceder a inspeccionar las conexiones y limpiarlas y apretarlas. Inspeccionar los cables y detectar posibles problemas y si es necesario a sustituirlos. - Elementos a utilizar: Especificaciones técnicas de la instalación. Esquema eléctrico de la instalación Polímetro y pinza amperimétrica. Laves y destornilladores adecuados. - Periodicidad Anualmente. - Realiza la operación: Personal técnico de mantenimiento.

4.9. Mantenimiento de las tomas de tierra. Las puestas a tierra son un elemento básico en la seguridad de cualquier instalación eléctrica situada a la intemperie. Por tanto, garantizar su correcto funcionamiento es un aspecto fundamental para garantizar la vida de la instalación.

4.9.1. Operaciones de mantenimiento a realizar por el usuario. Operación de mantenimiento TU1 - Objetivo: Comprobar los registros de toma a tierra. - Operaciones a realizar: Comprobar que los registros de las tomas a tierra tienen el suelo humedecido. En caso de no presentar humedad, proceder a llenarlos con agua. - Elementos a utilizar: Los elementos básicos para suministrar el agua. - Periodicidad: Debe realizarse mensualmente como mínimo. - Realiza la operación: El propio usuario de la instalación. Operación de mantenimiento TU2 - Objetivo: Comprobar el funcionamiento de los interruptores diferenciales. - Operaciones a realizar: Se debe accionar el pulsador de prueba de los interruptores diferenciales, para comprobar su buen funcionamiento. En caso de que no respondan adecuadamente se debe poner en conocimiento del servicio técnico de mantenimiento. - Elementos a utilizar: Ninguno. - Periodicidad: Trimestralmente. - Realiza la operación: El propio usuario de la instalación.

4.9.2. Operaciones de mantenimiento a realizar por el servicio técnico. Operación de mantenimiento TT1 - Objetivo: Comprobar el estado de los sistemas de toma a tierra. - Operaciones a realizar: Comprobar que los registros de las tomas a tierra tienen el suelo humedecido. Se debe accionar el pulsador de prueba de los interruptores diferenciales, para comprobar su buen funcionamiento. En caso de que no respondan adecuadamente se debe poner en conocimiento del servicio técnico de mantenimiento. Comprobar la resistencia de las tomas de tierra para verificar que presentan una resistencia adecuada. Comprobar que no aparecen señales de oxidación en los puntos de conexión ni en los cables de las líneas de puesta a tierra. Comprobar la resistencia entre las líneas de conducción y la toma de tierra de los componentes de acoplamiento como los varistores. Esta operación debe realizarse anualmente pero también se debe realizar en caso de que el usuario comunique que el generador ha sufrido una descarga eléctrica debida a una tormenta, ya que cada vez que los varistores deben intervenir se degradan de manera irreparable. Todas las operaciones se realizarán según las instrucciones específicas del equipo de medición utilizado. - Elementos a utilizar: Se deben utilizar medidores de resistencia contra tierra digitales, que reducen al mínimo las influencias de la tensión y la resistencia a tierra de los electrodos de toma de tierra del entorno, y así evitar que se pierda precisión en la medición. Normativa de resistencia a tierra para instalaciones situadas en el exterior. - Periodicidad Anualmente o cuando el usuario informe de algún fallo de funcionamiento. - Realiza la operación Personal técnico de mantenimiento.

5. Documentación de la instalación En esta lección estudiaremos los aspectos económicos y documentales que es necesario emplear o elaborar, a la hora de realizar una instalación de energía solar fotovoltaica. En esta lección podríamos extendernos muchísimo si exponemos los diferentes sistemas de evaluación del coste, rentabilidad y amortización de una instalación. Así mismo podríamos emplear muchísimo espacio en indicar diferentes sistemas y normativas de cómo documentar un proyecto. Pero ninguno de estos aspectos es específico de esta lección por lo que haremos un planteamiento muy sencillo y práctico. Para la elaboración de algunos apartados de esta lección se ha tenido muy en cuenta el contenido de los pliegos de condiciones técnicas elaborados por el IDAE (Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético) organismo dependiente del Ministerio de Industria y Energía.

5.1. Aspectos económicos. Hay tres aspectos fundamentales a la hora de realizar un presupuesto económico de una instalación fotovoltaica, como el indicado en los apartados anteriores. - El coste económico de una instalación de energía solar fotovoltaica. Que al menos en sus aspectos más generales podemos estimar de forma aproximada. - Las subvenciones a las instalaciones de energía solar fotovoltaica. - Los estudios técnicos de costes recogidos en los apartadas anteriores.

5.1.1. Coste económico de una instalación de energía solar fotovoltaica. Un aspecto muy importante para el usuario es el coste de su instalación. Este factor también será determinante a al hora de dimensionar una instalación ya que el coste puede representar una limitación importante. El coste de una instalación, de energía solar fotovoltaica depende de diversos factores, que han de ser tenidos en cuenta en todo proyecto para conseguir una rentabilidad económica lo mas alta posible y una eficiencia del servicio. A continuación se mencionan los principales factores a tener en cuenta: - La irradiación solar local. El promedio de energía solar que llega a la superficie de la tierra depende de múltiples factores como la latitud, altitud, mes del año, microclima local, etc. Así por ejemplo en Valladolid en el mes de diciembre la media diaria de irradiación es de 1,2 kWh/m2, mientras que en julio es de 6,8 kWh/m2. Por lo tanto, el dimensionado de una instalación debe tener en cuenta estos factores, para ajustarla a la época del año en que se va a requerir su mayor rendimiento. - Los elementos utilizados en una instalación presentan unos márgenes de variación en precios enormes. Variaciones muchas veces no justificadas por su carácter profesional o calidad, sino por prestaciones adicionales muchas veces de dudosa utilidad real. - Los costes financieros. Estos costes están determinados por múltiples factores: Coste de los créditos, valor de la inversión, costes de mantenimiento, precio del combustible auxiliar, subvenciones, etc. Por lo que se hace necesario realizar un cálculo preciso, para hallar el punto óptimo de dimensionado de una instalación. - Existen costes asociados al consumo del sistema auxiliar, muchas veces imprescindibles en las instalaciones aisladas. Estos costes dependen del tipo de energía auxiliar utilizado. - Los costes de mantenimiento, cuyo valor puede ser muy variable, en función de la ubicación, tamaño, condiciones ambientales y cuidado de la instalación.

Si se tienen en cuenta los diversos factores que han sido mencionados anteriormente, las variaciones que pueden experimentar las inversiones, en instalaciones de energía solar, pueden ser muy significativas. Hoy día, una instalación de energía solar fotovoltaica, salvo que se den una serie de condiciones especiales, no podemos decir sea muy rentable a largo plazo, desde el punto de vista estrictamente económico. Pero si consideramos las reducciones de emisiones de CO2, los continuos avances en la tecnología fotovoltaica y la problemática ambiental a la que se enfrenta nuestra sociedad, es sin duda una de las grandes apuestas de futuro. Es bien cierto que nuestros clientes no pueden, ni deben, financiar los avances sociales necesarios para convertir la energía solar fotovoltaica en una de las fuentes energéticas del futuro. Pero, también es cierto, que a través de subvenciones, apoyos y políticas fiscales casi todos los países desarrollados están estableciendo las condiciones para que esta fuente de energía podamos planteárnosla como una alternativa real. De hecho, las instalaciones conectadas a red reciben fuertes primas por kWh. Producido, que las hace sumamente rentables desde el punto de vista del inversor. En los sistemas híbridos hay que sumarle al coste de la instalación aislada fotovoltaica el coste del bloque generador no fotovoltaico. Estos precios pueden variar mucho, en función del tamaño de la instalación, ya que a mayor tamaño del generador menor coste por vatio instalado.

5.1.2. Subvenciones a las instalaciones. Las subvenciones a las energías renovables están en continuamente en cambio, por lo que resulta difícil hacer un documento que tenga una cierta continuidad en el tiempo. Existen cuatro niveles de subvenciones básicos, aunque en algunas ocasiones pueden existir también subvenciones municipales, a las instalaciones de energía solar térmica: - Subvenciones autonómicas. - Subvenciones estatales. - Subvenciones internacionales. - Subvenciones mixtas. El problema que existe con las subvenciones es que su normativa cambia anualmente, suele ser diferente según la comunidad autónoma y es bastante difícil para un particular estar continuamente al día de este tema. No obstante, se puede conseguir una información al día, de todas las subvenciones existentes, consultando

la página Web del IDAE (Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético) organismo dependiente del Ministerio de Industria y Energía, cuya dirección es: IDAE (Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético) C/ Madera, 8 28004 MADRID Teléfono: 91 456 49 00 Fax: 91 523 04 14 Web: http://www.idae.es Para la solicitud de ayudas publicas a la energía solar, es necesario tener en cuenta, de forma muy estricta, las condiciones, plazos y requisitos establecidos en las órdenes que las recogen, para no incumplir alguna condición que impida la consecución de dichas subvenciones. Los proyectos para pequeñas instalaciones son sencillos y pueden ser realizados por el propio usuario, pero esto requiere una cierta dedicación, por lo que suele ser más útil aconsejar al cliente que deje las gestiones en manos del instalador. En caso de necesitar información recomendamos solicitársela al organismo técnico responsable de la Comunidad Autónoma, la Consejería de Industria y Energía. No obstante, como ya hemos indicado, en caso de duda el organismo público estatal adecuado para proporcionar cualquier tipo de información técnica o de legislación existente es el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE).

5.2. Manual de instrucciones. El Manual de Instrucciones (en adelante MI) es la documentación que incluye la definición completa de la instalación, la forma en que funciona, el sistema de montaje, etc. El MI debe ser realizado por el suministrador para definir el contenido del suministro (la instalación) y recomendar al usuario la forma de utilizarlo y conservarlo. El MI será entregado al usuario, con objeto de que conozca lo que compra y como lo debe usar. El contenido de este manual forma parte del suministro de la instalación y debe ser entregado al usuario a la entrega de la instalación. El MI debe incluir como mínimo los siguientes apartados: - Características de funcionamiento. - Instrucciones de uso. - Instrucciones de seguridad. - Instrucciones de mantenimiento. - Contrato de mantenimiento. - Garantía de la instalación.

El manual de instrucciones será entregado al usuario a la vez que la memoria de diseño o proyecto de la instalación.

5.2.1. Características de funcionamiento. En las características de funcionamiento se deben incluir - Un esquema funcional de la instalación, que permita la explicación del modo de funcionamiento de los diferentes equipos. - Los valores nominales de las distintas variables que pueden intervenir y/o visualizarse durante la operación normal de la instalación. - Los limites operacionales de estas variables que definen los rangos de funcionamiento normal de las mismas. - Los valores límites de parámetros funcionales, del conjunto y de los componentes principales y se concretarán las características constructivas o funcionales que establecen dichos valores límites: resistencia de materiales, de recubrimientos, etc. así como las medidas adoptadas en el diseño para no sobrepasar los límites funcionales. - Las prestaciones de la instalación, entendiéndose como tal la cantidad de energía solar que se aporta a un consumo determinado en unas condiciones climáticas definidas. Se deben incluir las prestaciones previstas para varios tipos de cargas de consumo. Así mismo se debe indicar el procedimiento seguido para obtener los resultados.

5.2.2. Instrucciones de uso. La facilidad de acceso a ciertos recursos naturales y su coste relativamente barato ha creado la falsa imagen de que algunos son inagotables y que no hace falta racionalizar o limitar su consumo. Por lo tanto, en las instrucciones de uso se debe plantear que el consumo debe llevar implícito su uso racional y no el despilfarro, ahorrando tanta energía auxiliar como nos sea posible. En concreto el manual de uso debe contener los siguientes aspectos: - Descripción de los aspectos generales sobre el consumo de energía, para lo que se deben incluir recomendaciones respecto a las formas de ahorro de energía. - Descripción del funcionamiento de la instalación de energía solar, en la que se deben incluir aquellos aspectos funcionales que permitan al usuario obtener el máximo provecho de la instalación solar, así como los criterios de mejor utilización y la descripción de los resultados que puedan obtenerse. - Descripción de la forma de utilización del sistema de energía auxiliar en función de la disponibilidad de energía solar en un momento dado. - Recomendaciones y advertencias para hacer un buen uso y evitar daños a la instalación. En este capítulo se deben incluir las precauciones a tomar en épocas en

que no se consuma y en las que las condiciones ambientales puedan dañar a la instalación. - Instrucciones para solucionar problemas sencillos y localizar el posible origen de las averías. - Recomendaciones para asegurar el mantenimiento preventivo de la instalación.

5.2.3. Instrucciones de seguridad. El Manual de Instrucciones recogerá todas aquellas recomendaciones que la empresa suministradora considere oportunas, con objeto de que se garantice en todo momento la seguridad del usuario al utilizar la instalación. Entre las instrucciones de seguridad deben destacar: - Las medidas establecidas en la instalación ante descargas eléctricas. - Las actuaciones que se deben realizar ante rotura de cables, daños en baterías o daños en equipos electrónicos. - Las acciones a tomar frente a condiciones ambientales que superen las condiciones admisibles por la instalación. - Las limitaciones en cuanto a quien debe controlar, mantener y revisar los diferentes elementos de la instalación.

5.2.4. Instrucciones de mantenimiento. El objeto de este apartado es definir las condiciones generales mínimas que deben seguirse para el adecuado mantenimiento de las instalaciones de energía solar. Como ya se indicaba en el capitulo correspondiente, debe existir un plan de mantenimiento, que debe incluir todas las operaciones de mantenimiento o sustitución necesarias para asegurar que el sistema funcione correctamente durante su vida útil. Este plan debe considerar tres niveles de actuación para englobar todas las operaciones necesarias durante la vida útil de la instalación para asegurar el funcionamiento, aumentar la fiabilidad y prolongar la duración de la misma: - Plan de vigilancia. - Plan de mantenimiento preventivo. - Acciones de mantenimiento correctivo. El plan de vigilancia se refiere básicamente a las operaciones que permiten asegurar que los valores operacionales de la instalación sean correctos. Es un plan de observación simple de los parámetros funcionales principales, para verificar el correcto funcionamiento de la instalación. Será llevado a cabo, normalmente, por el usuario.

El plan de mantenimiento preventivo consiste básicamente en operaciones de inspección visual, verificación de actuaciones y otros, que aplicados a la instalación deben permitir mantener dentro de límites aceptables las condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la instalación. El plan de mantenimiento preventivo debe realizarse por personal técnico especializado de la empresa suministradora, que conozca la tecnología solar utilizada y la instalación en general, aunque algunas operaciones básicas del mantenimiento preventivo también pueden ser realizadas por el propio usuario de la instalación. Las acciones de mantenimiento correctivo son aquellas que se deben tomar cuando se produce una avería que afecta al funcionamiento de la instalación. Las acciones de mantenimiento correctivo deben realizarse por personal técnico especializado de la empresa suministradora, que conozca la tecnología solar y la instalación en general.

5.3. Contrato de mantenimiento. Se debe ofrecer al usuario la realización de un contrato de mantenimiento (preventivo y correctivo) por un periodo de tiempo al menos igual que el periodo de garantía. En el contrato de mantenimiento se deben recoger: - Los periodos de realización del mantenimiento preventivo. - Las condiciones del mantenimiento, que deben indicar los costes que son atribuibles al usuario y los que son a cargo del contrato. - El coste total de contrato de mantenimiento. - La garantía que implica la realización del contrato de mantenimiento. - Todos los elementos de la instalación con las labores de mantenimiento preventivo aconsejados por los diferentes fabricantes. El no realizar un contrato de mantenimiento no exime al instalador de que aquellos equipos que no requieran un mantenimiento periódico funcionen correctamente durante el periodo de garantía establecido. Sin perjuicio de una posible reclamación a terceros, la instalación será reparada de acuerdo con estas condiciones generales si ha sufrido una avería a causa de un defecto de montaje o de cualquiera de los componentes, siempre que haya sido manipulada correctamente de acuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones.

5.4. Garantía de la instalación. La garantía de la instalación debe concederse a favor del comprador de la instalación, lo que deberá justificarse debidamente mediante el correspondiente certificado de garantía, que debe contener: - La fecha de certificación y entrega de la instalación. - El nombre y datos de la empresa que soporta la garantía. - El nombre y firma del representante de la empresa que soporta la garantía, así como el sello de la empresa. - Las condiciones generales y particulares de la garantía. Todos los elementos suministrados, así como la instalación en su conjunto, estarán protegidos frente a defectos de fabricación, instalación o diseño por una garantía de tres años, salvo para los módulos fotovoltaicos que la garantía será de 8 años, contado a partir de la fecha de la firma del acta de recepción provisional. No obstante, vencida la garantía, el instalador quedará obligado a la reparación de los fallos de funcionamiento que se puedan producir si se apreciase que su origen procede de defectos ocultos de diseño, construcción, materiales o montaje, comprometiéndose a subsanarlos sin cargo alguno. En cualquier caso, deberá atenerse a lo establecido en la legislación vigente en cuanto a vicios ocultos.

5.4.1. Ámbito general de la garantía. Sin perjuicio de una posible reclamación a terceros, la instalación será reparada de acuerdo con estas condiciones generales si ha sufrido una avería a causa de un defecto de montaje o de cualquiera de los componentes, siempre que haya sido manipulada correctamente de acuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones. La garantía se concede a favor del comprador de la instalación, lo que deberá justificarse debidamente mediante el correspondiente certificado de garantía, con la fecha que se acredite en la entrega de la instalación.

5.4.2. Plazos de garantía.

El suministrador garantizará la instalación durante un período mínimo de 3 años, para todos los materiales utilizados y el montaje. Para los módulos fotovoltaicos, la garantía será de 8 años. Si hubiera de interrumpirse la explotación del sistema debido a razones de las que es responsable el suministrador, o a reparaciones que haya de realizar para cumplir las estipulaciones de la garantía, el plazo se prolongará por la duración total de dichas interrupciones.

5.4.3. Condiciones económicas. La garantía incluye tanto la reparación o reposición de los componentes y las piezas que pudieran resultar defectuosas, como la mano de obra. Quedan incluidos los siguientes gastos: tiempos de desplazamiento, medios de transporte, amortización de vehículos y herramientas, disponibilidad de otros medios y eventuales portes de recogida y devolución de los equipos para su reparación en los talleres del fabricante. Asimismo, se debe incluir la mano de obra y materiales necesarios para efectuar los ajustes y eventuales reglajes del funcionamiento de la instalación. Si en un plazo razonable, el suministrador incumple las obligaciones derivadas de la garantía, el comprador de la instalación podrá, previa notificación escrita, fijar una fecha final para que dicho suministrador cumpla con sus obligaciones. Si el suministrador no cumple con sus obligaciones en dicho plazo último, el comprador de la instalación podrá, por cuenta y riesgo del suministrador, realizar por sí mismo o contratar a un tercero para realizar las oportunas reparaciones, sin perjuicio de la reclamación por daños y perjuicios en que hubiere incurrido el suministrador

5.4.4. Anulación de la garantía. La garantía podrá anularse cuando la instalación haya sido reparada, modificada o desmontada, aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al suministrador o a los servicios de asistencia técnica de los fabricantes no autorizados expresamente por el suministrador.

5.4.5. Lugar y tiempo de la prestación. Cuando el usuario detecte un defecto de funcionamiento en la instalación, lo comunicará fehacientemente al suministrador. Cuando el suministrador considere

que es un defecto de fabricación de algún componente lo comunicará fehacientemente al fabricante. El suministrador atenderá el aviso en un plazo de: - 48 horas, si la instalación no funciona. - Una semana, si el fallo no afecta al funcionamiento. Las averías de las instalaciones se repararán en su lugar de ubicación por el suministrador. Si la avería de algún componente no pudiera ser reparada en el domicilio del usuario, el componente deberá ser enviado al taller oficial designado por el fabricante por cuenta y cargo del suministrador. El suministrador realizará las reparaciones o reposiciones de piezas con la mayor brevedad posible una vez recibido el aviso de avería, pero no se responsabilizará de los perjuicios causados por la demora en dichas reparaciones siempre que sea inferior a 15 días naturales.

5.5. Recepción de la instalación. Tal y como se indicaba en el tema correspondiente, el instalador realizará todas las pruebas necesarias para la puesta en marcha de la instalación, según el protocolo correspondiente. Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de Recepción Provisional de la Instalación. El Acta de Recepción Provisional no se firmará hasta haber comprobado el sistema ha funcionado correctamente durante un mínimo de 240 horas seguidas, sin interrupciones o paradas causadas por fallos del sistema suministrado. Terminada la Recepción Provisional, el instalador entregara al cliente la siguiente documentación: - Proyecto de la instalación. - Manual de instrucciones. - Contrato de mantenimiento. - Garantía de la instalación. Durante este periodo el suministrador será el único responsable de la operación del sistema, y estará obligado, como parte del suministro, a adiestrar al usuario de la instalación en su correcto uso. El periodo de duración del curso de adiestramiento dependerá del tamaño y complejidad de la instalación, y estará recogido como parte del presupuesto general de la instalación. Antes de la firma del Acta de Recepción Definitiva de la Instalación el instalador habrá procedido a: - Retirar de la obra de todo el material sobrante y a restaurar la zona afectada por los trabajos de instalación.

- Limpieza de las zonas ocupadas y transporte de todos los desechos de obra a un vertedero controlado. Todos estos trabajos se realizarán sin coste adicional para el usuario, dándose por entendido que constituyen parte del propio proceso de instalación. Al finalizar todo el proceso indicado anteriormente, el instalador entregará al usuario un documento albarán en el que conste el suministro de componentes. Este documento será el Acta de Recepción Definitiva de la Instalación. Este documento será firmado por duplicado por ambas partes, conservando cada una un ejemplar. Los manuales entregados al usuario estarán en alguna de las lenguas oficiales españolas para facilitar su correcta interpretación. Desde el momento de su firma será el usuario el único responsable de la operación del sistema.