E-Manual Proyectista FV.pdf

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Ninguna parte de este libro puede ser reproducida, grabada en sistema de almacenamiento o transmitida en forma alguna ni por cualquier procedimiento, ya sea eléctrico, mecánico, reprográfico, magnético o cualquier otro, sin autorización previa p revia y por escrito del EREN.

Energía Solar Fotovoltaica: Manual del Proyectista EDITA: JUNT NTA A DE CAS ASTIL TILLA LA Y LEÓN - C ONSE ONSEJER JERÍA ÍA DE ECON CONOMÍ OMÍA A Y EMPLEO ENTE REG EGIO IONA NAL L DE LA ENE NERG RGÍA ÍA DE CAS ASTILL TILLA A Y LEÓN (EREN) COLABORACIÓN: FUNDACIÓN CIDAUT IMPRESIÓN: GRÁFICAS CELARAYN DEPÓSITO DEPÓSI TO LEG LEGAL AL: LE-816-2004 ISBN: 84-9718-257-X

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Las actuaciones que desde la Consejería de Economía y Empleo del Gobierno Regional se vienen realizando en materia de Energías Renovables buscan el aprovechamiento de los recursos propios, inagotables y sin ningún impacto ambiental, con el fin de contribuir, desde nuestra Comunidad Autónoma, al cumplimiento de los objetivos del Libro Blanco de la Energía de la Unión Europea y del Plan de Fomento de las Energías Renovables y, en definitiva, al Desarrollo Sostenible. El sol en nuestra Región es más que suficiente para, con los sistemas actuales, poder satisfacer con garantía las demandas de electricidad de un importante número de usuarios, como viviendas, explotaciones agrícolas y ganaderas, bombeos, telecomunicación y señalización, alumbrado de viales o suministro de energía eléctrica a la red de distribución, de manera económicamente más ventajosa y promoviendo su coparticipación y corresponsabilidad en la utili zación de una energía menos contaminante. En este sentido, la Consejería de Economía y Empleo, a través del Ente Regional de la Energía de Castilla y León, ha elaborado un Plan para potenciar el desarrollo de la Energía Solar en nuestra Comunidad Autónoma, con el principal objetivo de establecer un acción integral que aúne, tanto aspectos financieros como técnicos y administrativos. El Plan Solar de Castilla y León establece la necesidad de formación técnica de los profesionales de nuestra Región, verdaderos motores del desarrollo del mercado, con el consiguiente aumento de la actividad económica, de creación de empleo… Este Manual está dirigido a los profesionales proyectistas, de modo que su especialización satisfaga las expectativas de los usuarios, entendiendo que esta tecnología es susceptible de aprovechamiento por numerosos consumidores de energía eléctrica en Castilla y León. Tomás Villanueva Rodríguez Consejero de Economía y Empleo

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Edificio de las Consejerías de Fomento, Agricultura y Ganadería y de Medio Ambiente de la Junta de Castilla y León (Valladolid)

ndice

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Capítulo 1: Introducción a la energía solar fotovoltaica 1.1. La energía solar .......................................................................................... 15 1.2. Sistema solar fotovoltaico .................................................................... 16 1.3. Objetivos de una instalación solar .................................................... 16

Capítulo 2: Descripción de componentes y equipos 2.1. Generalidades ............................................................................................ 21 2.2. Módulos fotovoltaicos .......................................................................... 22 2.2.1. Características ........................................................................ 22 2.2.2. Caracterización eléctrica de los módulos fotovoltaicos ............................................................................ 25 2.3. Acumuladores eléctricos ........................................................................ 27 2.4. Regulador...................................................................................................... 29 2.5. Inversor .......................................................................................................... 31 2.6. Otros elementos ........................................................................................ 34

Capítulo 3: Configuración de instalaciones de energía solar fotovoltaica 3.1. Generalidades ............................................................................................ 41 3.2. Instalaciones aisladas de red .............................................................. 41 3.3. Instalaciones conectadas a red .......................................................... 48

Capítulo 4: Datos para el dimensionado de una instalación 4.1. Generalidades ............................................................................................ 53 4.2. Condiciones de uso ................................................................................ 53 4.2.1. Electrificación de viviendas ............................................ 54 4.2.2. Sistemas de bombeo de agua .......................................... 55 4.3. Condiciones climáticas ........................................................................... 56 4.3.1. Radiación sobre superficie horizontal ........................56 4.3.2. Radiación sobre superficie inclinada ..........................56 4.3.3. Horas pico solar .................................................................. 57 ÍNDICE

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Capítulo 5: Dimensionado básico del campo de paneles fotovoltaico 5.1. Generalidades ............................................................................................ 61 5.2. Especificaciones del Plan Solar de Castilla y León ................61 5.3. Dimensionado de instalaciones aisladas ........................................ 62 5.3.1. Evaluación de la demanda energética ........................62 5.3.2. Evaluación del aporte solar ............................................ 65 5.3.3. Definición de la potencia del campo generador ....66 5.4. Dimensionado de instalaciones conectadas a la red general de distribución .......................................................................... 69

Capítulo 6: Diseño del sistema de captación 6.1. Generalidades ............................................................................................ 73 6.2. Orientación e inclinación .................................................................... 73 6.3. Determinación de sombras y distancia mínima entre módulos 76 6.4. Estructura soporte .................................................................................... 78 6.5. Conexionado de los módulos ............................................................ 81

Capítulo 7: Dimensionado y diseño del resto de componentes y equipos 7.1. Sistema acumulador o de baterías .................................................... 85 7.2. Regulador .................................................................................................... 89 7.3. Inversor ........................................................................................................ 90 7.4. Cableado ...................................................................................................... 91 7.5. Ubicación de los componentes .......................................................... 92 7.6. Sistema aerogenerador .......................................................................... 93

Capítulo 8: Sistemas de medición energética 8.1. Generalidades ............................................................................................ 99 8.2. Contador de energía ............................................................................ 100 10

ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA: MANUAL DEL PROYECTISTA

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8.3. Medida de la radiación solar ............................................................ 100 8.4. Medida de la temperatura ambiente .............................................. 101 8.5. Sistema de adquisición de datos .................................................... 101

Capítulo 9: Presupuesto de las instalaciones 9.1. Generalidades .......................................................................................... 105 9.2. Tipos de presupuesto .......................................................................... 106 9.2.1. Presupuestos por partida de obra ..............................106 9.2.2. Presupuestos por partidas globales ............................106 9.2.3. Presupuestos simplificados .......................................... 107 9.3. Costes normalizados de inversión, operación y mantenimiento según el Plan Solar de Castilla y León ..107

Capítulo 10: Esquemas eléctricos en instalaciones fotovoltaicas ....117

ANEXO I: Conversión de unidades

.................................................................. 133

ANEXO II: Glosario

..........................................................................................................

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ANEXO III: Simbología .................................................................................................... 147

ANEXO IV: Bibliografía .................................................................................................. 151

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ANEXO V: Direcciones de interés AV.1. Junta de Castilla y León ................................................................ 157 AV.2. Entidades públicas, Centros de Investigación y Universidades .................................................................................. 158 AV.3. Otras direcciones de interés .......................................................... 161

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I.E.S. Duque de Alburquerque (Cuéllar - Segovia)

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Introducción a la energía solar fotovoltaica

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Introducción a la energía solar fotovoltaica

1.1. La Energía Solar El aprovechamiento energético del sol, directo o indirecto, de forma natural o artificial ha sido una constante de la humanidad en sus estructuras agrícola, urbana, industrial, etc. Aumentar el campo de actuación en la energía solar llevando su aplicación a sistemas más dinámicos y directos, constituye un objetivo del que se ha tomado conciencia en épocas más recientes. La energía solar como fuente energética presenta como características propias una elevada calidad energética con nulo impacto ecológico e inagotable a escala humana. Como dificultades principales asociadas al aprovechamiento de este tipo de energía cabe destacar la variabilidad con la que esta energía llega a la tierra como consecuencia de aspectos geográficos, climáticos y estacionales. En cualquier caso para los próximos años se prevé una gran demanda de uso de la energía solar impuesta por el contexto que tratan de desarrollar las políticas energéticas materializadas en diferentes planes de actuación a nivel europeo, nacional y regional. El Plan de Fomento de las Energías Renovables establece el entorno de desarrollo de las energías renovables en nuestro país. Este Plan marca como objetivo general conseguir que en el año 2010 el 12.3% del total de la energía consumida en España tenga su origen en fuentes renovables, lo cual requiere duplicar la participación porcentual actual de este tipo de energías en el sistema energético nacional. A nivel regional, desde el año 1989 la Junta de Castilla y León ha aprobado diferentes iniciativas para el fomento de las energías renovables. En el campo de la Energía Solar, ha desarrollado una serie de actuaciones que se integran en el Plan Solar de Castilla y León. Para el presente manual se tendrá en cuenta la Línea II - Energía Solar Fotovoltaica y Eólico-fotovoltaica no conectada a red , cuya finalidad es la promoción de proyectos, que se desarrollen en el área del uso de la energía solar fotovoltaica, a realizar en Castilla y León. En este sentido, el Ente Regional de la Energía de Castilla y León (EREN) refuerza la instrumentación existente, para un mayor desarrollo del programa.

INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA

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1.2. Sistema solar fotovoltaico Se llama sistema solar fotovoltaico a toda instalación destinada a convertir la radiación solar en energía eléctrica. Un sistema solar fotovoltaico, de forma general, requiere el acoplamiento de cuatro elementos principales: Módulos fotovoltaicos, regulador, inversor y baterías.

Figura 1.1: Sistema solar fotovoltaico aislado

Los sistemas solares fotovoltaicos se caracterizan por su simplicidad, fácil instalación, modularidad, ausencia de ruido durante su funcionamiento, larga duración, elevada fiabilidad y requerir poco mantenimiento. Por otro lado, la tecnología fotovoltaica tiene el valor añadido de generar puestos de trabajo y emplear recursos autóctonos, disminuyen-

do la dependencia energética del exterior. Todo proyectista de sistemas de energía solar, además de la calidad del diseño de la instalación, debe tener presente la importancia de la seguridad de las personas, de la red eléctrica y de los equipos.

1.3. Objetivos de una instalación solar El principal objetivo de una instalación solar es conseguir la máxima producción de energía eléctrica.

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La cantidad de energía solar aprovechable depende de múltiples factores, algunos de ellos pueden ser controlados en el diseño e instalación (orientación, inclinación, ubicación de los módulos fotovoltaicos, etc.) y otros se escapan a toda posibilidad de control, ya que son consecuencia de la localización geográfica de la instalación y de los parámetros meteorológicos del lugar. Básicamente existen dos tipos de instalaciones fotovoltaicas: • Instalaciones aisladas de la red eléctrica, en las que la dependencia no posee energía eléctrica de la red convencional y, por tanto, su consumo eléctrico ha de ser proporcionado íntegramente por la instalación solar fotovoltaica, que almacenará la generación eléctrica solar en baterías para su uso cuando sea solicitada. • Instalaciones conectadas a la red eléctrica convencional, en las que la dependencia posee suministro eléctrico y, por tanto, la generación eléctrica de la instalación solar es destinada, íntegramente, a su venta a la red eléctrica de distribución convencional. La autosuficiencia de los sistemas aislados da autonomía y libertad respecto a las compañías eléctricas, siendo, además, la opción más económica y ecológica para los lugares alejados de las redes eléctricas. Los sistemas conectados a la red son sencillos, sólo requieren instalar los módulos fotovoltaicos, el cableado y el inversor, no precisando del uso de baterías. Para que las instalaciones solares fotovoltaicas resulten competitivas económicamente es necesario acceder a las ayudas que reducen el coste de la instalación (subvenciones, créditos con bajos tipos de interés, desgravaciones fiscales, financiación por terceros, etc.). En estos momentos, para lograr la plena incorporación de las instalaciones fotovoltaicas en la sociedad, como una solución complementaria a los sistemas tradicionales de suministro eléctrico, es necesario superar ciertas barreras: • Administrativas: obtención del máximo apoyo de todas las administraciones públicas. • Económicas: reducción de costes de fabricación y precio final de la instalación. • Sociales: difusión y mentalización de la necesidad de las energías renovables, como solución a los problemas medioambientales.

INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA

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Área de Presidencia de la Junta de Castilla y León (Valladolid)

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Descripción de componentes y equipos

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Descripción de componentes y equipos

2.1. Generalidades Una instalación de energía solar fotovoltaica ha de incluir una serie de elementos indispensables para el correcto funcionamiento y control de la instalación. Estos equipos son el módulo fotovoltaico, la batería o sistema de acumulación eléctrica, el regulador, el inversor, y otros elementos necesarios para mantener las condiciones de seguridad y rendimiento de la instalación. En este capítulo se hace una breve descripción de los componentes y equipos que habitualmente forman una instalación de energía solar fotovoltaica.

Según el Plan Solar de Castilla y León: Todos los componentes y materiales cumplirán lo dispuesto en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión o legislación equivalente referente a protecciones y seguridad de las personas. Como principio general, se tiene que asegurar, como mínimo, un grado de aislamiento eléctrico tipo básico (clase I). Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad para proteger a las personas frente a contactos directos e indirectos, especialmente en instalaciones con tensiones de operación superiores a 50 V RMS o 120 VDC. Se recomienda la utilización de equipos y materiales de aislamiento eléctrico clase II. Se incluirán todas las protecciones necesarias para proteger a la instalación frente a cortocircuitos, sobrecargas, y sobretensiones. Dichas protecciones deben afectar tanto a la línea del generador, como a la línea de cargas. Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentes ambientales, en particular contra el efecto de la radiación solar y la humedad. Todos los equipos expuestos a la intemperie tendrán un grado mínimo de protección IP65 y los de interior, IP32.

DESCRIPCIÓN DE COMPONENTES Y EQUIPOS

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En instalaciones conectadas a la red general de distribución, su funcionamiento no deberá provocar averías en la misma, ni disminución de las condiciones de seguridad o alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que resulte aplicable. Los equipos electrónicos de la instalación cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética (ambas serán certificadas por el fabricante).

2.2. Módulos Fotovoltaicos 2.2.1. Características El módulo fotovoltaico es el elemento fundamental de cualquier sistema solar

fotovoltaico. Tiene como misión captar la energía solar incidente y generar una corriente eléctrica. El módulo fotovoltaico está compuesto por los siguientes elementos:

Figura 2.1: Esquema de un módulo fotovoltaico Células solares o células fotovoltaicas,

fabricadas mediante la cristalización del silicio.

Pueden ser de tres tipos principales: • Silicio monocristalino, en las que el silicio que compone las células está formado por un único cristal, cuya red cristalina es idéntica en todo el cristal y caracterizada por la solidificación de los átomos de silicio en tres direcciones espaciales perpendiculares entre sí, y sin imperfecciones. • Silicio policristalino, en la que los procesos de cristalización del silicio no son ordenados, obteniéndose redes cristalinas diferentes en cada cristal y conformándose la célula mediante la unión de diferentes cristales. 22


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• Silicio amorfo, en el cual no hay red cristalina alguna y el material es depositado sobre finas capas que se unen entre sí. En ellas se produce el efecto fotovoltaico, consistente en la excitación de un material semiconductor, el silicio, por la incidencia de la radiación solar, provocando el movimiento de los electrones del material por el interior del mismo, movimiento que es transformado en corriente eléctrica continua cuando se cierra el circuito. El fundamento de la corriente eléctrica interna está en la existencia de dos zonas de conductividades diferentes denominadas p y n en el material que constituye las células. Estas zonas se logran añadiendo impurezas en el silicio (dopaje del silicio). Las impurezas de boro generan la zona p (positiva por tener un electrón de enlace menos que el silicio) y las impurezas de fósforo generan la zona tipo n (negativo, por tener un electrón de enlace más que el silicio). Al incidir la radiación solar (fotones) y unirse ambas zonas (p y n) de los semiconductores, se generará una fuerza electromotriz por el movimiento de los electrones (cargas -) en exceso de la zona n hacia los huecos (cargas +) de la zona p.

Figura 2.2: Efecto fotovoltaico

Para cerrar el circuito y permitir el movimiento exterior de los electrones (corriente eléctrica) se disponen sendas mallas metálicas en la parte frontal de las células (en forma de rejilla para permitir el paso de la radiación solar) y en la parte posterior (en forma de plancha por no recibir radiación solar), que serán unidas mediante conductores eléctricos para extraer la corriente eléctrica generada por la célula. Una célula, de forma individual, produce unos 0,4 V. Para conseguir tensiones superiores, las células se unen entre sí, en serie y paralelo, de forma que se conecte el dorso de una de ellas con la parte frontal de la adyacente, conformando módulos fotovoltaicos de 12 V (agrupación de entre 30 y 40 células) o 24 V. Recubrimiento exterior , generalmente

de vidrio para facilitar al máximo la captación de la radiación solar por la célula fotovoltaica. También los hay de materiales orgánicos. DESCRIPCIÓN DE COMPONENTES Y EQUIPOS

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Material encapsulante, actúa como protección de las

células. Para este fin se utilizan productos a base de siliconas que son muy transparentes a la radiación solar y no se degradan fácilmente con el tiempo, protegiendo a las células contra la acción de la humedad.

Recubrimiento posterior , dota al módulo de protección y sirve de cerramiento. Suele ser

también de vidrio (TEDLAR). En ocasiones este recubrimiento es de color claro, lo que supone una ventaja, ya que la radiación solar que ha pasado entre las células es reflejada por esa superficie y vuelve hacia el recubrimiento exterior, el cual vuelve a reflejar la radiación y es absorbida por las células. Conexiones eléctricas, deben

ser accesibles, normalmente se sitúan en la parte posterior del módulo. Estas conexiones deberán garantizar la estanqueidad en la conexión con otros módulos o con el conductor exterior. Marco metálico, de aluminio anodizado o acero inoxidable para envolver todo el conjun-

to del módulo. Tiene que ser una estructura estanca y que esté preparada para la fijación en el bastidor o su integración en otro sistema constructivo. Según el Plan Solar de Castilla y León: El panel fotovoltaico solar deberá satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215, para módulos de silicio cristalino o UNE-EN 61646 para módulos fotovoltaicos de capa delgada, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido, por ejemplo, Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica del Departamento de Energías Renovables del CIEMAT, Joint Research Centre Ispra, etc. Este requisito se acreditará mediante la presentación del certificado oficial correspondiente. El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo, nombre o logotipo del fabricante, y el número de serie, trazable a la fecha de fabricación, que permita su identificación individual.

1. Recubrimiento Exterior 2. Material Encapsulante 3. Células 4. Recubrimiento posterior 5. Conexiones eléctricas 6. Marco Metálico

Figura 2.3: Esquema e imagen de un panel solar fotovoltaico 24


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2.2.2. Caracterización eléctrica de los módulos fotovoltaicos La definición eléctrica de un módulo fotovoltaico se hace a través de la gráfica Tensión – Intensidad del mismo (V – I). Los valores reflejados en esta gráfica se obtienen sometiendo al panel a unas condiciones estándar de medida (CEM) definidas por los siguientes valores: radiación: 1.000 W/m 2, temperatura: 25 ºC, incidencia normal y espectro radiante AM 1,5.

Figura 2.4: Curva V - I.

Los parámetros eléctricos que caracterizan el comportamiento de un módulo fotovoltaico son los que se definen a continuación: Es la máxima intensidad que se puede obtener de un panel. Se calcula midiendo la corriente entre los bornes del panel cuando se provoca un cortocircuito (V = 0). La intensidad de cortocircuito de un módulo es igual al de una de sus células multiplicada por el número de filas conectadas en paralelo.

Intensidad de cortocircuito (Isc):

Tensión nominal (Vn): Es el valor de la tensión de diseño a la cual trabaja el panel. Indica si

el módulo es adecuado o no para utilizarlo en sistemas con esa tensión habitual de utilización. Según el Plan Solar de Castilla y León: Cuando las tensiones nominales en continua sean superiores a 48 V, la estructura del generador y los marcos metálicos de los módulos estarán conectados a una toma de tierra, que será la misma que la del resto de la instalación. Tensión a circuito abierto (Voc): Es el

máximo voltaje que se mediría en un módulo si no hubiese paso de corriente entre los bornes del mismo (I = 0). La tensión a circuito abierto de un módulo es la de cada una de sus células por el número de éstas conectadas en serie. DESCRIPCIÓN DE COMPONENTES Y EQUIPOS

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Es el mayor valor obtenido en el producto de la intensidad y la tensión del módulo fotovoltaico para cada uno de sus valores definidos por la curva tensión-intensidad del módulo y, por tanto, es la mayor potencia que puede proporcionar el módulo. También se le llama potencia pico del panel. Potencia máxima (P M ):

La potencia máxima define los valores, inequívocos, de intensidad y potencia en el punto de máxima potencia. El voltaje V M que corresponde al de máxima potencia es aproximadamente el 80% del valor Voc. Según el Plan Solar de Castilla y León: La potencia máxima y la corriente de cortocircuito reales de los módulos fotovoltaicos referidas a CEM deberán estar comprendidas en el margen del ± 10% de los correspondientes valores nominales de catálogo. No obstante, el comportamiento eléctrico de un módulo varía con las siguientes condiciones: • Aumentos de la temperatura ambiente producirán disminuciones de la tensión a circuito abierto, y por tanto, disminuciones de la potencia. • Aumentos de la irradiancia solar producirán aumentos de la intensidad de cortocircuito y, por tanto, aumentos de la potencia.

Figura 2.5: Variación de V e I en función de la irradiancia y la temperatura

La potencia del panel puede llegar a disminuir, aproximadamente, un 0,5% por cada grado por encima de 25ºC que aumente la temperatura del módulo. Eficiencia del módulo: Cociente

entre la potencia eléctrica producida por el módulo y la radiación incidente sobre el mismo. De acuerdo con las diversas tecnologías con las que pueden estar fabricadas las células, se pueden obtener los siguientes márgenes de eficiencias. 26


IMPRIMIR Tecnología

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Eficiencia (%)

Silicio monocristalino Silicio policristalino Silicio amorfo

14 - 16 10 - 12 6-8

Tabla 2.1: Eficiencias típicas de módulos comerciales de silicio

Según el Plan Solar de Castilla y León: Se considerará un rendimiento medio del módulo fotovoltaico del 85%, correspondiente a las pérdidas por dispersión de parámetros, suciedad, TONC y pérdidas normales de operación. Se instalarán los elementos necesarios para la desconexión, de forma independiente y en ambos terminales, de cada una de las ramas del generador.

2.3. Acumuladores Eléctricos La necesidad de energía no siempre coincide en el tiempo con la captación que se obtiene del sol, por lo que es necesario disponer de un sistema de acumulación que haga frente a la demanda en momentos de poca o nula radiación solar, así como a la producción solar en momentos de poco o nulo consumo. Para los sistemas solares fotovoltaicos se utilizan acumuladores eléctricos o baterías donde se almacena energía en forma de electricidad.

Figura 2.6: Acumulador eléctrico

Los parámetros de identificación de un acumulador eléctrico son:


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Tipo

Las baterías más adecuadas para sistemas fotovoltaicos son las de plomo - ácido (Pbácido). Dentro de éstas existen dos tipos: • Plomo – Calcio (Pb-Ca), que se caracterizan por tener una menor autodescarga y un mantenimiento más limitado. • Plomo – Antimonio (Pb-Sb), que son de tipo abierto y tubulares, tienen mejores propiedades a bajos niveles de carga y se deterioran menos con los ciclos de carga y descarga. Según el Plan Solar de Castilla y León: Las baterías serán de plomo – ácido, pudiendo ser del tipo monoblock para potencias (pico o nominal) del campo generador instalado (fotovoltaico o eólico – fotovoltaico) inferiores a 170 W. Se protegerá especialmente frente a sobrecargas a las baterías con electrolito gelificado de acuerdo a las recomendaciones del fabricante. Capacidad

Es la cantidad de energía que puede suministrar la batería en unas determinadas condiciones de trabajo. Se expresa en amperios - hora (Ah). La capacidad está influenciada por la temperatura, aumentando si ésta aumenta y disminuyendo en caso contrario. Según el Plan Solar de Castilla y León: La capacidad inicial del acumulador será superior al 90% de la capacidad nominal. En cualquier caso, deberán seguirse las recomendaciones del fabricante para aquellas baterías que requieran una carga inicial. La autodescarga del acumulador a 25 °C no excederá el 6% de su capacidad nominal por mes. Tensión

El acumulador eléctrico es una fuente de tensión continua. Los valores más habituales de ésta son 2 y 12 V. Las baterías de 12 V tienen capacidades de hasta 400 Ah. Para capacidades mayores se emplean elementos de 2 V unidos en serie para conseguir la tensión de trabajo del sistema y en paralelo para conseguir la capacidad de acumulación necesaria. 28


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Profundidad de descarga

Es la cantidad, en porcentaje, que se ha descargado una batería en un proceso de descarga. Dependiendo de este valor pueden darse descargas superficiales (20%) o descargas profundas (80%). La vida útil de una batería depende de los procesos de carga y descarga, de forma que cuanto menos profundos sean éstos, mayor será la duración de la batería. La conexión de las baterías se realizará en serie, en paralelo o en serie – paralelo de manera que la tensión que se obtenga sea la correspondiente al campo generador. Según el Plan Solar de Castilla y León: La vida del acumulador (hasta que su capacidad residual caiga por debajo del 80% de su capacidad nominal) debe ser superior a 1.000 ciclos, cuando se descarga el acumulador hasta una profundidad del 50%. Respecto a las medidas de seguridad a tener en cuenta con las baterías son: • Deben ser instaladas en lugares ventilados. • Se debe mantener el nivel de electrolito que indique el fabricante. • Se deben cubrir las bornas con vaselina una vez estén conectadas. Según el Plan Solar de Castilla y León: Las baterías de plomo – ácido, deberán etiquetarse, al menos, con la siguiente información: • Tensión nominal (V). • Polaridad de los terminales. • Capacidad nominal (Ah). • Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie.

2.4. Regulador El regulador es el equipo que controla los procesos de carga y descarga de la batería. Controla el proceso de carga evitando que, con la batería a plena capacidad, los módulos fotovoltaicos sigan inyectando corriente en la misma. Se lleva a cabo anulando o reduciendo el paso de corriente del campo fotovoltaico. DESCRIPCIÓN DE COMPONENTES Y EQUIPOS

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Controla el proceso de descarga evitando que el estado de carga de la batería alcance un valor demasiado bajo cuando se está consumiendo la energía almacenada. Esto se lleva a cabo desconectando la batería de los circuitos de consumo. El regulador también es una fuente de información de los parámetros eléctricos de la instalación fotovoltaica, pudiendo proporcionar datos de la tensión, intensidad, estado de carga de las baterías, etc. Como medida de seguridad, se ha de asegurar la correcta conexión del regulador a los bornes de la batería para evitar la inversión de polaridad. Según el Plan Solar de Castilla y León: Los reguladores de carga que utilicen la tensión del acumulador como referencia para la regulación deberán verificar los siguientes requisitos: • La tensión de desconexión de la carga de consumo del regulador deberá elegirse para que la interrupción del suministro de electricidad a las cargas se produzca cuando el acumulador haya alcanzado la profundidad máxima de descarga permitida, sin superar en ningún caso el 80%. Esta tensión de desconexión debe estar en el intervalo de ± 1% del valor anterior y permanecer constante en todo el margen posible de variación de la temperatura ambiente. • La tensión final de carga debe asegurar un factor de recarga de la batería superior al 90%. • La tensión final de carga debe corregirse por temperatura a razón de – 4 a – 5mV/ºC/vaso, y estar en el intervalo de ± 1% del valor especificado. • Se permitirán sobrecargas controladas del acumulador para evitar la estratificación del electrolito o para realizar cargas de igualación. Existen dos tipos de regulador en función de cómo estén conectados: En paralelo (o tipo Shunt)

Suelen utilizarse para instalaciones de baja potencia. Controlan la sobrecarga cortocircuitando el campo fotovoltaico y disipando la energía en forma de calor. La sobredescarga es controlada interrumpiendo la línea baterías – consumo. En serie

En este tipo, para controlar la sobrecarga, no se disipa energía, simplemente se interrumpe la línea campo fotovoltaico – baterías. Por este motivo se utilizan en instalaciones de mayor potencia que los anteriores. La sobredescarga es controlada interrumpiendo la línea baterías – consumo. 30


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Según el Plan Solar de Castilla y León: El regulador de carga debe estar protegido contra la posibilidad de desconexión accidental del acumulador, con el generador operando en las CEM y con cualquier carga. En estas condiciones, el regulador tiene que asegurar, además de su propia protección, la de las cargas conectadas. Se considerará un rendimiento medio del regulador 98%, correspondiente a las pérdidas anteriormente citadas. El regulador de carga deberá estar etiquetado con, al menos, la siguiente información: • Tensión nominal (V). • Corriente máxima (A). • Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie. • Polaridad de terminales y conexiones. Hoy en día, los modernos reguladores existentes en el mercado, además de las funciones explicadas anteriormente, incorporan otra serie de aplicaciones como son el ajuste de los niveles de tensión, selección del tipo de batería y duración de las etapas de regulación, así como diversas protecciones contra inversión de la polaridad, contra sobretensiones o sobreintensidades, etc.

Figura 2.7: Reguladores

2.5. Inversor El inversor, convertidor o rectificador es el sistema que adapta la corriente generada en los módulos a las condiciones de consumo de las diferentes cargas eléctricas. La denominación de cada uno de ellos depende del tipo de corriente que transforme. Así, se denomina inversor al elemento que transforma la corriente continua en alterna, convertidor al que transforma la alterna en continua y rectificador el que transforma la continua en continua.


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Generalmente, el inversor se conecta a la salida del regulador, si bien puede conectarse directamente en los bornes de la batería cuando posee control de descarga de la batería. Los módulos fotovoltaicos y las baterías trabajan en corriente continua, por eso cuando los elementos de consumo trabajan en continua, es necesario un convertidor continua – continua para adecuar la tensión proporcionada por el acumulador a la solicitada por las cargas de consumo. En cambio, cuando los elementos de consumo trabajan en alterna, es necesario un inversor continua – alterna.

Figura 2.8: Inversores

Los parámetros característicos de un inversor son: Tensión nominal:

Es la tensión a aplicar entre los bornes de entrada del inversor.

Según el Plan Solar de Castilla y León: 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 y la frecuencia de salida estén en los siguientes márgenes en cualquier condición de operación: • VNOM +5% / -5%, siendo V NOM = 220 VRMS o 230 VRMS • 50 Hz ± 2% Es la potencia que puede suministrar el inversor de forma continua. Suele oscilar entre 100 y 5.000 W. Se ha de tener en cuenta que la potencia del inversor debe ser tal que sea capaz de arrancar y operar todas las cargas de la instalación. Potencia nominal:

Según el Plan Solar de Castilla y León: El inversor será capaz de entregar la potencia nominal de forma continuada en el margen de temperatura ambiente especificado por el fabricante. 32


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Capacidad de suministrar una potencia superior a la nominal y el tiempo que esta situación se puede mantener. Capacidad de sobrecarga: Eficiencia: Es

la relación entre la potencia eléctrica que el inversor entrega a la utilización y la potencia eléctrica que consume del generador o de las baterías. Según el Plan Solar de Castilla y León: El rendimiento del inversor con cargas resistivas será superior a los límites especificados en la siguiente tabla: Tipo de inversor

Onda

Rendimiento al 20% de la potencia nominal

Rendimiento a potencia nominal

PNOM < 500 VA

>80%

>70%

PNOM > 500 VA

>85%

>80%

>85%

>80%

senoidal1

Onda no senoidal

1 Se considerará que los inversores son de onda senoidal si la distorsión armónica total de la tensión de salida

es inferior al 5% cuando el inversor alimenta cargas lineales, desde vacío a potencia nominal.

La señal a la salida del inversor se caracteriza por su forma de onda. El inversor más perfecto es el de onda senoidal, pero también es el de mayor coste. Para determinadas aplicaciones (iluminación y pequeños motores) puede ser necesario con uno de onda cuadrada. Forma de onda:

Según el Plan Solar de Castilla y León: Se recomienda el uso de inversores de onda senoidal, aunque se permitirá el uso de inversores de onda no senoidal, si su potencia nominal es inferior a 1 kVA, no producen daño a las cargas y aseguran una correcta operación de éstas. Los inversores utilizados en instalaciones conectadas a red tienen la particularidad de que deben ser capaces de extraer en todo momento del día la máxima potencia del generador fotovoltaico, por esto deben ser de potencia de entrada variable.


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Según el Plan Solar de Castilla y León: Instalaciones conectadas a la red general de distribución. Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operación e incorporará los controles manuales y automáticos exigidos en el Real Decreto 1663/2000 que aseguren su adecuada supervisión y manejo. El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en condiciones de irradiancia solar de un 10 % superiores a las CEM. Además soportará picos de un 30 % superior a las CEM durante períodos de hasta 10 segundos.

2.6. Otros Elementos Además de los elementos característicos de la mayoría de las instalaciones fotovoltaicas, existen varios elementos que son necesarios para la seguridad y control de la instalación. En una instalación fotovoltaica se hace uso de equipos y elementos utilizados en instalaciones eléctricas comunes, sin embargo hay que prestar especial atención a la parte de corriente continua, ya que en instalaciones eléctricas convencionales los sistemas están habitualmente alimentados por corriente alterna y esto conduce a errores comunes en fotovoltaica. A continuación se citan los elementos más característicos: En instalaciones fotovoltaicas se utilizan secciones de cableado superiores a las utilizadas en instalaciones convencionales debido a la utilización de bajas tensiones continuas (12, 24 y 48 V) y requerimientos de potencia de cierta consideración. Cableado:

Figura 2.9: Cableado

Figura 2.10: Terminales para cableado 34


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Según el Plan Solar de Castilla y León: Los conductores necesarios tendrán la sección adecuada para reducir las caídas de tensión y los calentamientos según se establece en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. Se incluirá toda la longitud de cables necesaria (parte continua y/o alterna) para cada aplicación concreta, evitando esfuerzos sobre los elementos de la instalación y sobre los propios cables. Los positivos y negativos de la parte continua de la instalación se conducirán separados, protegidos y señalizados (códigos de colores, etiquetas, etc.) de acuerdo a la normativa vigente. Se deben utilizar cajas de conexiones estancas y con grado de protección IP adecuado y cableado protegido contra la humedad, la radiación ultravioleta y otros fenómenos atmosféricos, dada su instalación a la intemperie. Conexiones:

Figura 2.11: Caja de conexiones Protecciones: No es recomendable utilizar aparamenta de corriente alterna en circuitos en

continua, por esto los elementos de protección (fusibles, magnetotérmicos e interruptores en general y diodos) deben ser adecuados para los valores de tensión y corriente de una instalación fotovoltaica. Los fusibles se utilizan para evitar sobreintensidades accidentales. Cada aparato suele llevar su propio fusible. Los magnetotérmicos limitan la intensidad en el circuito de consumo y son como los que se instalan habitualmente en las viviendas y saltarán si se conecta algún equipo de excesiva potencia. Es recomendable incluir un magnetotérmico en la salida del acumulador y del inversor. Los diodos son dispositivos de protección para evitar que los módulos actúen como receptores en determinadas ocasiones. Los diodos de bloqueo evitan que se disipe la potencia de los módulos o de la batería en situaciones de defecto eléctrico. Se colocan a la salida de cada grupo de módulos fotovoltaicos. DESCRIPCIÓN DE COMPONENTES Y EQUIPOS

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Los diodos de paso evitan los efectos del sombreado parcial al impedir que las células sombreadas actúen como receptores. Están incluidos por el propio fabricante en la caja de conexiones del módulo. Diodos de paso: Diodos de bloqueo:

Figura 2.12: Diodos

Se debe conectar la estructura soporte a una toma de tierra, tal y como se especifica en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión.

Figura 2.13: Fusibles y protecciones

Según el Plan Solar de Castilla y León: Los fusibles se instalarán, preferentemente, en las líneas de polaridad positiva. Indicadores y visualizadores que muestran al usuario datos sobre la instalación y su funcionamiento. Estos indicadores se encuentran en los propios aparatos de control. La información que pueden facilitar es: tensión del campo fotovoltaico, tensión de la batería, intensidad del campo fotovoltaico, intensidad de consumo,

Monitorización y control:

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carga de la batería, regulación de la carga, energía eléctrica generada por el campo fotovoltaico, energía eléctrica consumida, etc.

Figura 2.14: Controlador Aerogeneradores:

En ocasiones las instalaciones fotovoltaicas se complementan con aerogeneradores de pequeña potencia constituyendo el sistema auxiliar de la instalación. Los principales componentes del sistema aerogenerador son: Turbina eólica:

Consta de las hélices captadoras del viento, sistema de orientación y

generador. Torre: Constituye el soporte de la turbina, dotando a ésta de la altura necesaria para cap-

tar la mayor cantidad de viento posible y proporcionar su giro libre de obstáculos. Al igual que el necesario para el campo fotovoltaico, regula la carga de las baterías. No es adecuado utilizar únicamente el regulador fotovoltaico, ya que al hacerlo se podría provocar el funcionamiento en vacío de la turbina.

Regulador:

Figura 2.15: Aerogeneradores


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Grupos electrógenos:

Se trata de otro sistema de generación complementario para una instalación fotovoltaica. Los grupos electrógenos se utilizan en instalaciones de mediana y alta potencia, cuando es preciso asegurar el suministro eléctrico o cuando existan ciertos consumos de alta potencia que no compense cubrir por el sistema fotovoltaico. Los grupos electrógenos se alimentan con gasóleo o gas y, generalmente, generan corriente en alterna. El dimensionado del grupo estará en función del consumo total previsto en la instalación y las condiciones particulares de utilización del grupo. Los inversores que se conectan en la instalación fotovoltaica pueden estar adaptados para conectarse con un grupo electrógeno, efectuándose el control de entrada del grupo atendiendo al consumo existente, a la producción fotovoltaica y al estado de carga de las baterías.

Figura 2.16: Grupos electrógenos

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Edificio de las Consejerías de Economía y Empleo y de Hacienda de la Junta de Castilla y León (Valladolid)

3

Configuración de instalaciones de energía solar fotovoltaica

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3

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Configuración de instalaciones de energía solar fotovoltaica

3.1. Generalidades Normalmente, se tiene la idea que los sistemas de aprovechamiento de la energía solar fotovoltaica han de ser siempre simples. Esto suele venir motivado por la consideración de que, como la energía solar es gratis, abundante y natural, se adaptará fácilmente a cualquier sistema. Ciertamente tanto los principios de funcionamiento como las configuraciones de instalaciones básicas son sencillos, pero esto no quiere decir que la labor tanto del diseñador como del instalador sea sencilla y no necesite de verdaderos profesionales para llevarla a cabo.

En algunos casos se han realizado instalaciones por aficionados sin apenas conocimientos del tema, que aunque en principio funcionen correctamente, inevitablemente conducen en un breve periodo de tiempo al fracaso de la misma. La mayoría de instalaciones fotovoltaicas han sido concebidas como sistemas de generación para zonas donde no llega la red eléctrica convencional o resulta excesivamente caro instalarla. Éstas instalaciones son las denominadas instalaciones aisladas de red. Sin embargo en los últimos años se ha desarrollado otro tipo de aplicación de las instalaciones fotovoltaicas que son las instalaciones conectadas a la red de distribución. Éstas han experimentado una importante evolución debido, principalmente, al descenso de precios de los componentes de una instalación fotovoltaica, al aumento del rendimiento y fiabilidad de los sistemas, y a las condiciones ventajosas que ha impuesto, para la venta de esta producción eléctrica, la Administración pública.

3.2. Instalaciones aisladas de red Son las instalaciones que carecen de conexión con la red eléctrica convencional, siendo la instalación fotovoltaica más común, tanto en instalaciones domésticas como de alumbrado, bombeo o telecomunicaciones. CONFIGURACIÓN DE INSTALACIONES DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA

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Dentro de los sistemas aislados de red se puede diferenciar entre sistemas con acumulación y sistemas de conexión directa. Los sistemas con acumulación son los que están conectados a baterías que permiten el suministro eléctrico en periodos de poco o nulo aprovechamiento de la radiación solar. Estos a su vez pueden diferenciarse por el consumo al que están conectados, así puede haber instalaciones aisladas con elementos de consumo en corriente alterna (AC) (Fig. 3.1) o elementos de consumo en corriente continua (CC) (Fig. 3.2). También pueden darse los dos casos simultáneamente (Fig. 3.3). 1. Campo fotovoltaico 2. Regulador 3. Batería 4. Inversor

Figura 3.1: Instalación aislada con acumulación y consumo en AC

1. Campo fotovoltaico 2. Regulador 3. Batería

Figura 3.2: Instalación aislada con acumulación y consumo en CC

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1. Campo fotovoltaico 2. Regulador 3. Batería 4. Inversor

Figura 3.3: Instalación aislada con acumulación y consumo en AC y CC

Los sistemas directos no disponen de baterías, de forma que únicamente se dispondrá de corriente eléctrica en los periodos en que se disponga de radiación solar, por lo que estos sistemas son utilizados cuando no es importante que existan interrupciones o variaciones del suministro eléctrico. 1. Módulo fotovoltaico 2 Inversor

Figura 3.4: Instalación aislada y consumo directo

Las instalaciones aisladas pueden tener diferentes aplicaciones, siendo las más comunes la electrificación doméstica y los sistemas de bombeo. La electrificación de viviendas es la utilización más usual de la energía solar fotovoltai-

ca, especialmente en los casos de viviendas alejadas de la red eléctrica convencional. Para diseñar una instalación de forma adecuada se han de conocer los hábitos de consumo de energía eléctrica por parte de los usuarios, evitándose así los riesgos generados por infradimensionados del sistema (la instalación no aporta lo necesario) o sobredimensionados (se aporta demasiado, con el consiguiente encarecimiento de la instalación solar). Asimismo, es importante que el usuario conozca la utilización y el funcionamiento de la instalación para evitar el deterioro de los componentes y el envejecimiento prematuro de las baterías. CONFIGURACIÓN DE INSTALACIONES DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA

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Los elementos de consumo a los que alimentan las instalaciones fotovoltaicas en las aplicaciones domésticas pueden ser en corriente continua o corriente alterna, con las siguientes peculiaridades: • Los equipos de corriente continua proporcionan un bajo nivel de confort al usuario y generalmente corresponden con utilizaciones de iluminación, televisión y pequeños electrodomésticos. Estos equipos tienen un coste mayor que los análogos alimentados por CA. • Los equipos de corriente alterna proporcionan un alto nivel de confort al usuario, pudiendo utilizarse los elementos de consumo utilizados en las instalaciones convencionales. Este tipo de instalaciones requieren de un inversor que transforme la CC en CA. Las instalaciones domésticas también pueden subdividirse en instalaciones descentralizadas y centralizadas. • Las primeras son aquellas en las que cada vivienda está alimentada por un generador fotovoltaico. Este sistema se utiliza cuando existen dificultades para alimentar una vivienda o grupo de viviendas de forma económica, a través de una única línea general de distribución. La ventaja de este sistema es la independencia en el diseño y en el posterior uso y mantenimiento de cada una de las instalaciones solares fotovoltaicas. • Las instalaciones centralizadas son aquellas en las que un único generador fotovoltaico alimenta a un grupo de viviendas. Las ventajas que presenta la instalación centralizada es que el número de módulos y baterías se reduce, solamente es necesaria la instalación de un inversor y se unifican las tareas de mantenimiento, presentándose como principal desventaja el encarecimiento de la instalación por la necesidad de ejecutar una línea de distribución eléctrica que conecte el generador fotovoltaico con todas y cada una de las viviendas.

Figura 3.5: Esquema de instalación descentralizada 44


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Figura 3.6: Esquema de instalación centralizada

Los sistemas de bombeo son la otra aplicación más común de las instalaciones fotovol-

taicas aisladas de la red. Al igual que la electrificació electrificaciónn doméstica, esta aplicación se utiliza cuando existe dificultad o imposibilidad para la conexión a la red convencional eléctrica. Al igual que en las instalaciones en viviendas, el consumo eléctrico puede solicitarse con bombas de corriente continua (fig. 3.7) o de corriente alterna (Fig. 3.8). En estas instalaciones no siempre es necesaria la instalación de la batería ya que se puede bombear la máxima cantidad de agua posible durante todo el periodo en que exista radiación solar y almacenarla en forma de energía potencial del agua en un aljibe para su posterior utilización.

1. Módulo fotovoltaico 2. Convertidor 3. Bomba CC

Figura 3.7: Instalación de bombeo CC sin acumulación

CONFIGURACIÓN DE INSTALACIONES DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA

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1. Módulo fotovoltaico 2. Regulador 3. Bomba AC 4. Inversor

Figura 3.8: Instalación de bombeo CA sin acumulación

El otro tipo de instalaciones de bombeo es el que dispone de acumulación eléctrica para hacer frente a la demanda de bombeo en periodos de escaso o nulo aprovechamiento de la radiación solar. 1. Módulo fotovoltaico 2. Regulador 3. Batería 4. Inversor 5. Bomba AC

Figura 3.9: Instalación de bombeo CA con acumulación

de la energía solar fotovoltaica abarcan desde satélites artificiales hasta alumbrado vial, equipos de telecomunicaciones y telefonía, máquinas expendedoras de la ORA, linternas, calculadoras de bolsillo, etc. Otras utilizaciones

Según el Plan Solar de Castilla y León: Las instalaciones fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución se diseñarán de forma que el campo de paneles se conecte directamente al regulador y éste, directamente tanto a la línea de consumo de corriente continua, si existe, como a las baterías. De éstas últimas, se sacará la conexión para la alimentación del inversor, inversor, el cual será el encargadoo de proporcionar la cobertura eléctrica de los consumos eléctricos de corrienencargad te alterna de la instalación. 46


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En los casos en que las instalaciones fotovoltaicas fotovoltaicas se complementan con aerogeneradores aerogeneradores o grupos electrógenos, los esquemas de las instalaciones serían los representados en las figuras 3.10., 3.11. y 3.12. 1. Campo fotovoltaico 2. Regulador 3. Baterías 4. Inversor 5. Aerogenerador en CA 6. Rectificador

Figura 3.10: Instalación eólico – fotovoltaica con aerogenerador en CA

1. Campo fotovoltaico 2. Regulador 3. Baterías 4. Inversor 5. Aerogenerador en CC

Figura 3.11: Instalación eólico – fotov f otovoltaica oltaica con aerogenerador en CC

1. Módulo fotovoltaico 2. Regulador 3. Batería 4. Inversor 5. Grupo electrógeno

Figura 3.12: Instalación fotovoltaica con grupo electrógeno CONFIGURACIÓN DE INSTALACIONES DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA

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3.3. Instalaciones conectadas a red Son las instalaciones en las que la energía generada por el campo fotovoltaico se vierte, en su totalidad, directamente a la red general de distribución. Las instalaciones conectadas a red no poseen baterías ni reguladores, componiéndose, únicamente, de los módulos fotovoltaicos y del inversor. Los módulos fotovoltaicos son los mismos que para las instalaciones aisladas de red, sin embargo, los inversores deberán tener las siguientes características: • Disponer de un sistema de medida de la energía consumida y entregada. • Ser capaz de interrumpir o reanudar el suministro en función del estado del campo de paneles. • Adaptar la corriente alterna producida por el inversor a la fase de la energía de la red. Existe normativa al respecto que regula las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red: • Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial (deroga el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración). • Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre “Conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión”. • Resolución de 31 de mayo de 2001 de la Dirección General de Política Energética y Minas, que incluye el modelo de contrato y factura, así como el esquema unifilar de obligado cumplimiento. La compañía eléctrica propietaria de la red puede tener sus propias especificaciones técnicas adicionales a las que establece la normativa vigente. En España está prohibida la existencia de instalaciones mixtas (aisladas – conectadas red), es decir, no se puede acumular o alimentar parte del consumo con la energía eléctrica generada en el campo fotovoltaico: todo lo que se genera se debe inyectar a la red. Actualmente en España un sistema fotovoltaico conectado a red no es un sistema autoabastecedor sino generador.

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1. Campo fotovoltaico 2. Protecciones 3. Inversor 4. Contadores de energía entrada - salida 5. Red eléctrica

Figura 3.13: Instalación conectada red

Según el Plan Solar de Castilla y León: Las instalaciones conectadas a la red general están compuestas del campo generador de paneles y del inversor, los cuales se interconectarán entre sí y, este último, a la red general de distribución a través de los contadores y protecciones estipuladas por la empresa de distribución.

Figura 3.14: Esquema unifilar instalación conectada a red Fuente: B.O.E. 21 06 2001 RESOLUCIÓN de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establece el modelo de contrato tipo y modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.

CONFIGURACIÓN DE INSTALACIONES DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA

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I.E.S. María Moliner (Segovia)

4

Datos para el dimensionado de una instalación

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4

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Datos para el dimensionado de una instalación

4.1. Generalidades Antes de realizar el dimensionado de una instalación solar fotovoltaica, es necesario conocer una serie de datos: • Condiciones de uso: Consumo / Demanda Energética. • Datos climatológicos: Radiación disponible. • Parámetros funcionales: Características físicas y eléctricas del módulo fotovoltaico.

4.2. Condiciones de uso Según el Plan Solar de Castilla y León: La memoria de diseño o proyecto especificará las necesidades de uso, con indicación del consumo de energía eléctrica en corriente continua y en corriente eléctrica, definiendo: • Criterio de consumo adoptado. • Consumo unitario máximo. • Consumo máximo simultáneo o pico. Las condiciones de uso de las instalaciones fotovoltaicas presentan una gran diversidad en función de su aplicación: • Electrificación de viviendas y edificios. • Alumbrado público. • Aplicaciones agropecuarias. • Bombeo y tratamiento de agua. • Aplicaciones mixtas con otras renovables. • Suministro de energía eléctrica a la red general de distribución. Los datos de consumo se obtendrán principalmente a partir de: DATOS PARA EL DIMENSIONADO DE UNA INSTALACIÓN

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• Valores medidos en años anteriores, a partir de lectura de contadores, facturas eléctricas, equipos de medida como los analizadores de redes eléctricas, etc. • Especificación de la potencia eléctrica de los equipos de corriente alterna y continua y estimación del número de horas diarias de funcionamiento.

4.2.1. Electrificación de viviendas Según el Plan Solar de Castilla y León: En aplicaciones de electrificación de viviendas para las que no se disponga de datos, se utilizarán para el diseño los consumos eléctricos de corriente alterna (CA) y continua (CC) orientativos de la tabla 4.1. Aparato

Potencia (W) CA

CC

Tiempo de uso (horas / día)

Iluminación de dormitorio

20

13

1

Iluminación de cuartos de baño

20

13

2

Iluminación cocina

20

13

3

Iluminación salón

40

13

7

1.600

—

0,5

300

—

0,2

Lavavajillas

1.600

—

1

Frigorífico

100

—

24

Microondas

850

—

1

1.000-3.000

—

1

Plancha

1.500

—

1

Aspirador

1.500

—

0,5

300

—

1

45-90

—

4

Equipo Hi-Fi

150

—

1

Vídeo

90

—

1

Ordenador

100

—

1

Lavadora Lavadora en frío

Vitrocerámica

Pequeños electrodomésticos Televisor

Tabla 4.1: Consumo medio de aparatos domésticos 54


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4.2.2. Sistemas de bombeo de agua Una de las aplicaciones más interesantes de la energía solar fotovoltaica es la de bombeo de agua. La energía (E en Wh/día) necesaria para desplazar el volumen diario de agua requerido (V) hasta cierta altura (h), viene dado por la siguiente expresión: E=

ρ·g·h·V

= 2,725·h·V

3.600

Donde: • ρ = Densidad del agua en kg/litro, con un valor aproximado a la unidad. • g = Aceleración de la gravedad, 9,8 m/s 2. • h = Es la diferencia de altura, en metros, entre el nivel de descarga de la tubería de impulsión en el depósito y el nivel estático del agua del pozo. Se han considerado despreciables las pérdidas por fricción en las tuberías y la variación del nivel dinámico del agua durante el bombeo. • V = Volumen diario de agua a bombear en m 3. Conociendo las horas diarias de funcionamiento de la bomba (t en horas) puede calcularse la potencia necesaria en W. P=

E t

=

2,725·h·V t

La eficiencia de la bomba ( η) relaciona la transformación de energía eléctrica en mecánica por el motor de la bomba. La potencia eléctrica de la bomba (Pe en W) será: Pe =

P η

=

2,725·h·V t·η

La eficiencia de la bomba ( η) oscila entre 0,25 y 0,6. Para sistemas de bombeo en corriente alterna puede utilizarse como valor 0,4. Según el Plan Solar de Castilla y León: Se tendrá en cuenta la potencia consumida en el arranque de la motobomba en la potencia pico máximo instantánea. DATOS PARA EL DIMENSIONADO DE UNA INSTALACIÓN

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4.3. Condiciones climáticas Otros datos necesarios para el dimensionado de la instalación son, para cada mes, las condiciones climáticas del lugar donde se encuentra ubicada la instalación solar: • Radiación horizontal e inclinada que incide sobre el panel fotovoltaico. • Horas Pico Solar.

4.3.1. Radiación sobre superficie horizontal En la tabla 4.2. se muestra, para las diferentes provincias de Castilla y León, el valor medio mensual de la radiación diaria sobre superficie horizontal (en kWh/m 2 día), según el Plan Solar de Castilla y León.

Ene

Feb

Mar

Avila

1,67

2,53

Burgos

1,42

León

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sept

Oct

Nov

Dic

3,75 4,92 5,39 6,20

7,31

7,03

5,22

3,11 1,92 1,45

2,20

3,45 4,45 5,20 5,98

6,39

5,75

4,64

2,81 1,81 1,25

1,61

2,42

3,84 4,78 5,42 6,14

6,73

5,81

4,78

2,89 1,95 1,33

Palencia

1,47

2,50

3,67 4,86 5,47 6,06

6,70

6,00

4,75

3,03 1,83 1,28

Salamanca

1,70

2,64

3,75 4,75 5,47 6,34

6,84

6,28

4,86

3,14 2,06 1,45

Segovia

1,58

2,45

3,72 5,11 5,67 6,28

7,14

6,92

5,22

3,17 1,89 1,42

Soria

1,64

2,42

3,56 4,75 5,47 6,06

6,70

6,20

4,86

3,08 2,11 1,56

Valladolid

1,53

2,45

3,86 4,78 5,53 6,28

6,98

6,39

5,09

3,11 1,92 1,17

Zamora

1,50

2,47

3,67 4,81 6,17 6,00

6,53

6,11

4,78

3,08 1,86 1,28

Tabla 4.2: Radiación sobre superficie horizontal (en kWh/m 2 día)

4.3.2. Radiación sobre superficie inclinada Para conocer la radiación incidente sobre el panel fotovoltaico según su inclinación respecto a la horizontal, se utilizarán los coeficientes representados en la tabla 4.3., según establece el Plan Solar de Castilla y León. La radiación sobre el módulo inclinado se calcula multiplicando la radiación sobre superficie horizontal por el coeficiente correspondiente a la inclinación elegida. Rβ = R0 · kβ 56


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Donde: • β = Ángulo de inclinación del panel fotovoltaico respecto a la horizontal. • R0 = Valor medio mensual de la radiación diaria sobre superficie horizontal, en kWh/m2 día. • Rβ = Valor medio mensual de la radiación diaria sobre el panel fotovoltaico con un ángulo de inclinación β, en kWh/m2 día. • k β = Coeficiente corrector en función del ángulo de inclinación β. Grados

Ene

Feb

Mar

Abr

May

0

1,00

1,00

1,00

1,00

10

1,15

1,12

1,09

20

1,27

1,21

30

1,36

40

Jun

Jul

Ago

Sept

Oct

Nov

Dic

1,00 1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,06

1,04 1,03

1,04

1,06

1,11

1,15

1,18

1,17

1,15

1,09

1,04 1,03

1,05

1,10

1,18

1,28

1,34

1,32

1,28

1,19

1,09

1,02 1,00

1,02

1,10

1,23

1,37

1,46

1,44

1,42

1,31

1,19

1,06

0,97 0,94

0,97

1,08

1,24

1,42

1,54

1,52

50

1,44

1,31

1,16

1,00

0,89 0,86

0,90

1,02

1,21

1,44

1,59

1,56

60

1,43

1,28

1,10

0,92

0,79 0,75

0,80

0,93

1,15

1,41

1,59

1,57

70

1,38

1,21

1,01

0,81

0,67 0,62

0,67

0,82

1,07

1,35

1,55

1,53

80

1,30

1,12

0,90

0,68

0,53 0,48

0,53

0,69

0,95

1,25

1,47

1,46

90

1,19

1,00

0,76

0,54

0,38 0,32

0,38

0,54

0,81

1,12

1,36

1,35

Tabla 4.3: Factor de corrección kβ para superficies inclinadas (para una latitud de 42º)

4.3.3. Horas Pico Solar Los paneles fotovoltaicos son caracterizados bajo unas condiciones de radiación y temperatura del panel, que son tomadas como referencia y que se denominan Condiciones Estándar de Medida (CEM). • Radiación: 1.000 W/m 2. • Distribución espectral: AM 1,5 (La masa de aire que ha atravesado la radiación solar hasta llegar al punto de medida). • Incidencia normal. • Temperatura de célula: 25ºC. DATOS PARA EL DIMENSIONADO DE UNA INSTALACIÓN

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Si se quiere evaluar la energía que el panel fotovoltaico puede producir diariamente, habría que conocer cuántas horas diarias con una radiación de 1.000 W/m 2 equivalen a la radiación total diaria (la correspondiente a la inclinación del panel fotovoltaico). Este concepto se denomina Horas Pico Solar (HPS). Atendiendo a su definición, las horas pico solar se pueden estimar según la siguiente expresión:

HPSβ

=

Rβ Iβ (CEM)

Donde: • HPS β = Horas pico solar para una inclinación β. • Rβ = Radiación media diaria en kWh/m 2 día para una inclinación β. • I β (CEM) = Potencia de radiación incidente en kW/m 2. Para las Condiciones Estándar de Medida (CEM) su valor es 1 kW/m 2. Por lo tanto, si los datos de la radiación diaria se dan en kWh/m 2 día, el valor numérico de las horas pico solar y la radiación diaria coincide.

58


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ÍNDICE

I.E.S. Vasco de la Zarza (Ávila)

5

Dimensionado básico del campo de paneles fotovoltaico

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5

ÍNDICE

Dimensionado básico del campo de paneles fotovoltaico

5.1. Generalidades El dimensionado básico de la instalación hace referencia a la selección de la potencia del campo de paneles fotovoltaico o campo generador. En el siguiente capítulo se trata el dimensionado del resto de componentes de la instalación. Cuando se realiza el cálculo del dimensionado de la instalación, se ha de tener muy presente el tipo de instalación fotovoltaica a diseñar. En el caso de instalaciones aisladas de la red, el objetivo será garantizar el suministro de energía eléctrica. Sin embargo, en instalaciones conectadas a la red eléctrica, aunque podría cubrirse parte de las necesidades de electricidad mediante la instalación solar y el resto ser proporcionadas por el suministro convencional, el objetivo será maximizar dicha producción de electricidad solar o garantizar, al menos, unas prestaciones eléctricas mínimas anuales de la misma. En general, el procedimiento básico de dimensionado se divide en tres partes fundamentales: • Estimar la demanda de energía. • Evaluar la energía solar disponible. • Definición de la potencia del campo generador, a partir de los datos anteriores. En los puntos 5.3 y 5.4 se describe de manera más detallada los pasos anteriores según sea la instalación aislada o conectada a la red general.

5.2. Especificaciones del Plan Solar de Castilla y León Para el dimensionado básico, podrá utilizarse cualquiera de los métodos de cálculo aceptado por proyectistas, fabricantes e instaladores, con preferencia, fundamentalmente, del descrito en el Plan Solar de Castilla y León. El método de cálculo especificará, para cada mes, los valores medios diarios de: • La demanda energética. • La aportación del sistema solar. • El rendimiento de la instalación. DIMENSIONADO BASICO DEL CAMPO DE PANELES FOTOVOLTAICO

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También se deben especificar las prestaciones globales anuales definidas por: • La demanda de energía anual. • La energía solar aportada total anual. • La aportación renovable media anual (%). Una vez realizada la selección de la potencia de los paneles fotovoltaicos, serán definidos los aportes solares mensuales y anuales, para una curva de consumo correspondientes a dos valores de la carga de consumo de ± 30%, respecto al valor de consumo utilizado para el diseño.

5.3. Dimensionado de instalaciones aisladas El cálculo de la instalación vendrá dado por la relación entre la demanda de energía del sistema y la energía que puede aportar el sol.

5.3.1. Evaluación de la demanda energética Como ya se comentó en el capítulo 4, la estimación correcta de la energía consumida no es fácil, pues intervienen multitud de factores que afectan al consumo final de electricidad, si bien en dicho capítulo ya se propusieron unas pautas para estimar este consumo en aplicaciones como la electrificación de viviendas y el bombeo de agua. Para cada mes se estima el consumo medio diario. De manera general se pueden seguir los siguientes pasos: Realizar un inventario de los diferentes equipos eléctricos de corriente alterna (CA) y continua (CC), indicando su potencia y tiempo estimado de utilización diaria para cada mes. El consumo diario de energía en continua, Ecc en Wh/día, vendrá dado por la siguiente expresión: Ecc = ∑ Pcci · hi i

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Donde: • Pcci = potencia del equipo i de corriente continua, en W. • hi = horas de utilización diaria del equipo i. El consumo diario de energía en alterna, Eca en Wh/día, vendrá dado por la siguiente expresión: Eca = ∑ Pcai · hi i

Donde: • Pcai = potencia del equipo i de corriente alterna, en W. • hi = horas de utilización diaria del equipo i. El consumo diario total, Ed en Wh/día, vendrá dado por la suma del consumo de corriente alterna y continua, teniendo en cuenta los rendimientos del regulador e inversor, por lo tanto: Ed =

Ecc

(η

reg

+

Eca ηreg · ηinv

)

Donde: • ηreg = Rendimiento del regulador en tanto por uno. Se puede considerar un valor medio de 0,98. • ηinv = Rendimiento del inversor en tanto por uno. El rendimiento mínimo del inversor variará entre 0,7 y 0,85, en función del tipo de inversor y carga a la que está trabajando. Para facilitar la tarea se proponen unas tablas mensuales (Tabla 5.1) a completar con los datos anteriores.

DIMENSIONADO BASICO DEL CAMPO DE PANELES FOTOVOLTAICO

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MES CORRIENTE ALTERNA (CA) EQUIPO

Potencia Pcai (W) (1)

Tiempo utilización Horas/Día

Consumo diario Ecai (Wh/día) (3)=(1)x(2)

(2)

(3)’ (3)’’

Consumo total alterna Eca (Wh/día)

(4)=(3)+(3)’+…

Rendimiento inversor inv (tanto por uno)

(5)

Rendimiento regulador reg (tanto por uno)

(6) (7)=(4)/(5)x(6)

Consumo total alterna con pérdidas Eca/ invreg (Wh/día)

CORRIENTE CONTINUA (CC) EQUIPO

Potencia Pcci (W) (8)

Tiempo utilización Horas/Día (9)

Consumo diario Ecai (Wh/día) (10)=(8)x(9) (10)’ (10)’’

Consumo total continua Ecc (Wh/día) Rendimiento regulador reg (tanto por uno) Consumo total alterna con pérdidas Ecc/ reg (Wh/día)

(11)=(10)+(10)’+... (6) (12)=(11)/(6)

VALORES TOTALES Consumo total diario Ed (Wh/día) Utilización mensual, días/mes Consumo total mensual Em (Wh/mes)

(13)=(7)+(12) (14) (15)=(13)x(14)

Tabla 5.1: Tabla para calcular la demanda eléctrica a satisfacer por la instalación fotovoltaica

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5.3.2. Evaluación del aporte solar Para evaluar la energía solar aportada es necesario conocer la radiación solar incidente por m2 de panel fotovoltaico orientado hacia el sur y con un ángulo de inclinación β respecto a la horizontal. Estos datos se encuentran recogidos en el capítulo 4, en la tabla 4.2 Radiación sobre superficie horizontal Ro y tabla 4.3 Factor de corrección para superficies inclinadas k β. Se considera, como norma general, que la inclinación del panel ha de coincidir con la latitud del lugar, aunque puede haber excepciones, como las expuestas en el capítulo 6 Diseño del sistema de captación, en el cual se trata con más profundidad la inclinación y orientación del módulo. Rellenando una tabla similar a la tabla 5.2, se puede calcular el valor de la radiación media diaria y horas pico solar de cada mes, para la inclinación y localización escogida. Mes

Ene

R0

kβ, factor

Rβ

HPSβ

(kWh/m2día)

corrección

(kWh/m2día)

Horas/día

(1)

(2)

(3)=(1)x(2)

(4)=(3)

Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Tabla 5.2: Cálculo de la energía solar disponible

Es necesario incidir de nuevo que el valor numérico de las horas pico solar y la radiación media diaria coincide si las unidades de la radiación diaria vienen en kWh/m 2 día.


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5.3.3. Definición de la potencia del campo generador A partir de los apartados anteriores, se conoce para cada mes las necesidades de energía y la energía disponible por aporte solar. Como el criterio general es que los consumos queden garantizados durante el periodo de utilización de la instalación, es necesario tomar como base de cálculo de la instalación el mes más desfavorable del año. Según el Plan Solar de Castilla y León: Se considerarán los siguientes periodos de cálculo a efectos de dimensionado del campo generador. Instalaciones no conectadas a la red general de distribución

Aplicación de la instalación

Periodo de cálculo considerado

Instalaciones de uso estacional

Mes más desfavorable del periodo de uso

Instalaciones de uso permanente

Mes más desfavorable del periodo anual

Se entiende como mes más desfavorable del periodo en estudio, aquel en que el cociente entre la energía disponible por aporte solar y las necesidades de energía alcance el valor más pequeño. Para la obtención del mes más desfavorable, se puede rellenar la tabla 5.3, donde se compara para cada mes el consumo medio diario frente la energía disponible. Se calcula para cada mes el cociente entre el consumo de energía (Ed) y la energía disponible (Rβ). Se dimensionará la instalación para el mes en que este cociente resulte más bajo. Mes Ene

Energía disponible

Consumo de Energía

Cociente

Rβ (kWh/m2día)

Ed (kWh/m 2día)

Rβ / Ed

(1)

(2)

(3) =(1) / (2)

Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Tabla 5.3: Obtención del mes más desfavorable 66


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Según el Plan Solar de Castilla y León: La potencia del campo de paneles fotovoltaicos se establecerá como el consumo diario total y la cobertura de la instalación solar prevista, partido por el producto de las horas pico de sol en el mes de cálculo y el rendimiento medio del panel definido en el apartado 4.2 de la misma Especificación. En principio, en este tipo de instalaciones, se intenta cubrir toda la demanda, por lo tanto se va a considerar una cobertura igual que la unidad. La potencia a la que hace referencia es la potencia pico del campo generador , P pgenerador , que es la potencia máxima en kW que puede entregar el campo fotovoltaico en las Condiciones Estándar de Medida (CEM). Para obtener el valor de esta potencia, en el mes de cálculo, se iguala la energía media diaria que puede aportar el campo fotovoltaico con el consumo medio diario. Energía media diaria generada

=

Energía media diaria consumida

Ppgenerador · ηpanel · HPSβ

=

Ed

Donde: • P pgenerador = Potencia pico del campo generador en Condiciones Estándar de Medida (CEM), en kW. • η panel = Rendimiento medio del panel fotovoltaico. Se puede tomar un valor de 0,85. • HPS β = Horas Pico Solar para un ángulo de inclinación β. • Ed = Energía media diaria consumida en kWh/m 2día. Por lo tanto, la potencia del campo de paneles fotovoltaicos viene dada por la siguiente expresión: Ppgenerador

=

Ed ηpanel · HPSβ

Por cuestiones de seguridad en el abastecimiento de energía, en ocasiones esta potencia puede incrementarse hasta un 20%. Es decir, se puede multiplicar la potencia obtenida por un factor de seguridad de 1,2. En el caso de instalaciones mixtas con sistemas complementarios compuestos por aerogeneradores o grupos electrógenos, es necesario establecer qué parte de la demanda satisface DIMENSIONADO BASICO DEL CAMPO DE PANELES FOTOVOLTAICO

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el sistema complementario y, por tanto, qué parte va a ser abastecida por la instalación solar. Si el sistema compuesto por el aerogenerador o grupo electrógeno está dimensionado para cubrir un α % de la demanda diaria, la demanda a cubrir por el sistema de paneles fotovoltaicos sería: Ed · (100- α) 100 Y, por lo tanto, la potencia del campo de paneles fotovoltaico vendría dada por la siguiente expresión: Ppgenerador

=

Ed (100-α) ηpanel · HPSβ ·100

Según el Plan Solar de Castilla y León: Se elegirá el número de paneles fotovoltaicos, de acuerdo con su potencia pico y voltaje de trabajo, dependiente del regulador e inversor seleccionados, necesarios para proporcionar la potencia calculada del campo de paneles, redondeándose el resultado del cálculo anterior al número de módulos inmediatamente superior. Según lo descrito en el párrafo anterior, el número de paneles fotovoltaico vendrá dado por la siguiente expresión: Nº paneles = Parte entera (

Ppgenerador Pppanel

) +1

Donde: • P pgenerador = Potencia pico del campo de paneles fotovoltaico en kW. • P p panel = Potencia pico del panel fotovoltaico en kW en Condiciones Estándar de Medida, según datos del fabricante. Como se explica cuando se hace referencia al conexionado de los módulos o paneles fotovoltaicos, éstos se agrupan en ramas o baterías fotovoltaicas, dentro de las cuales los módulos se conectan en serie o en asociaciones serie-paralelo. Por otra parte, las ramas o baterías se agrupan en paralelo para formar el campo generador. Por lo tanto, una vez calculado el número de paneles fotovoltaicos, puede resultar válida la siguiente aproximación para calcular el número de ramas y paneles por rama fotovoltaica. 68


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Nº paneles/rama fv =

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Vn Vnpanel

Donde: • Vn = Tensión nominal de la instalación en Voltios. • Vn panel = Tensión nominal de los paneles en Voltios. El número de ramas fotovoltaicas sería: Nº ramas fv =

Nº paneles Nº paneles /ramas fv

Según el Plan Solar de Castilla y León: El dimensionado de las instalaciones solares fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución deberá cumplir, de manera obligatoria, las siguientes prestaciones mínimas, en horas de funcionamiento al año: Aplicación

Prestaciones mínimas anuales

Fotovoltaica aislada

1.000 kWh / kWpico

5.4. Dimensionado de instalaciones conectadas a la red general de distribución La motivación principal del dimensionado de instalaciones solares fotovoltaicas aisladas es asegurar un suministro de energía, por lo que la potencia del campo de paneles viene determinada por la relación entre la demanda de energía del usuario y el aporte solar. En instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica, ésta relación no es determinante, puesto que toda la energía eléctrica demandada es suministrada desde la red eléctrica convencional de distribución, red a la cual se volcará toda la energía proporcionada por la instalación solar. Así, el criterio de dimensionamiento varía, calculándose la potencia del campo generador de acuerdo a la potencia que el usuario pretenda volcar a la red.


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Según el Plan Solar de Castilla y León: Se considerarán los siguientes periodos de cálculo a efectos de dimensionado del campo generador. Instalaciones conectadas a la red general de distribución

Aplicación de la instalación

Periodo de cálculo considerado

Maximización de la producción de energía eléctrica

Anual

En instalaciones conectadas a la red general de distribución, la potencia del campo de paneles se elegirá como el cociente entre la potencia que se pretende volcar a la red y el producto del rendimiento medio del módulo fotovoltaico por el rendimiento del inversor seleccionado. La potencia del campo de paneles viene dada por la siguiente expresión: Ppgenerador =

Pred ηpanel · ηinv

Donde: • P pgenerador = Potencia pico del campo de paneles fotovoltaico en kW. • Pred = Potencia a volcar en red en kW. • ηinv = Rendimiento del inversor en tanto por uno. El rendimiento mínimo del inversor variará entre 0,83 y 0,89, en función de la potencia del inversor y carga a la que está trabajando. • η panel = Rendimiento medio del panel fotovoltaico. Se puede tomar un valor de 0,85. Para calcular el número de paneles fotovoltaicos, una vez conocida la potencia del campo fotovoltaico, se aplica el mismo criterio que en instalaciones fotovoltaicas aisladas. Según el Plan Solar de Castilla y León: El dimensionado de las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red general de distribución deberá cumplir, de manera obligatoria, las siguientes prestaciones mínimas, en horas de funcionamiento al año.

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Aplicación


Fotovoltaica conectada a red

1.000 kWh / kWpico


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I.E.S. Virgen del Espino (Soria)

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Diseño del sistema de captación

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6

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Diseño del sistema de captación

6.1. Generalidades Una vez conocido el número de módulos necesarios, se ha de estudiar la adaptación de los mismos en el espacio disponible. Habrá que considerar la orientación y la inclinación de los módulos, las posibles sombras, la distancia mínima entre módulos y el anclaje de los mismos a la estructura del edificio. Según el Plan Solar de Castilla y León: En la memoria de diseño o proyecto se especificará de los módulos: • El modelo. • Número. • Orientación. • Inclinación. • Esquema completo de conexionado. Todos los módulos que integren la instalación serán del mismo modelo y marca.

6.2. Orientación e inclinación siempre debe ser hacia el sur porque es la única en la que el aprovechamiento anual de la radiación es máximo. Se podría variar esta orientación por circunstancias especiales, como sombras, falta de espacio, integración arquitectónica, etc.

La orientación

La inclinación más idónea depende de las condiciones de utilización de la instalación, así

pueden darse diferentes casos: • 20º mayor que la latitud para utilización principalmente en invierno (albergues de montaña).

DISEÑO DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN 73

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• 10º mayor que la latitud para utilización uniforme a lo largo de todo el año (electrificación de viviendas, bombas de agua, repetidores de TV, etc). • 10º menor que la latitud para utilizaciones principalmente en primavera y verano. Según el Plan Solar de Castilla y León: El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación especificado para el módulo, salvo en sistemas de seguimiento solar, y teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje. Se admitirán unas desviaciones máximas de ± 20º respecto al sur geográfico, para la orientación. Se admitirán unas desviaciones máximas de ± 10º respecto de la latitud, para la inclinación.

Figura 6.1: Orientación e inclinación de los módulos

Es conveniente saber que el sur geográfico no coincide con el magnético dado por la brú jula, pudiendo localizarse de la siguiente manera: • 2 ó 3 horas antes del mediodía solar, colocar una varilla vertical en el suelo, medir su sombra y hacer una señal. • Hacer un círculo con la medida de la sombra en el suelo. • Por la tarde, cuando la sombra tenga otra vez la medida del círculo, hacer otra señal. • La recta que une ambas señales, mirando hacia la varilla, está orientada al sur geográfico.

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Figura 6.2: Determinación práctica del sur geográfico

Diferencia entre hora solar y hora local La hora local que marca el reloj no coincide con la hora solar, debido a los adelantos horarios, la longitud del lugar y otros parámetros. Para mostrarlo se va a explicar el cálculo del tiempo solar verdadero (T.S.V.).

T.S.V. = Hora oficial local – adelanto respecto de la hora solar ± longitud del lugar ± ecuación del tiempo. La longitud del lugar influye con 4 minutos por grado: si es hacia el este se restará, y si es hacia el oeste se sumará. La ecuación del tiempo se muestra en la siguiente gráfica:

15 10

s o t u n i M

5 0 -5

-15 -15

. . r e b e n F E

. . . . t . t . l . . . . r r c c v a b y u s o p o i a n u J e g D J O N M A M A S

Gráfica 6.1: Ecuación del tiempo


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Según el Plan Solar de Castilla y León: En instalaciones integradas en cubiertas o fachadas por consideraciones de integración arquitectónica o impacto visual no será necesario ajustarse a lo especificado anteriormente. Para lo que será necesario un informe técnico. En este caso se justificará el aumento de potencia instalada.

Dispositivos de seguimiento solar Generalmente los módulos de las instalaciones fotovoltaicas tienen una orientación e inclinación fijas pero, sin embargo, existen instalaciones con sistemas de modificación de la orientación e inclinación del módulo. Estos sistemas logran mantener la superficie del panel lo más perpendicular posible a la radiación solar durante más tiempo que las fijas, por lo que serán capaces de proporcionar mayor cantidad de energía eléctrica durante todo el año. Dependiendo del mecanismo de rotación que se instale pueden realizarse los siguientes seguimientos: • Seguimiento del azimut del sol (eje de giro en dirección Norte – Sur). • Seguimiento de la altura solar (eje de giro en dirección Este – Oeste). • Seguimiento en dos ejes, el primero es el eje polar del módulo (eje cuya inclinación coincide con la latitud del lugar) y el segundo es un eje horizontal Este – Oeste que permite variar el ángulo del módulo respecto a la horizontal. Según el Plan Solar de Castilla y León: A efectos de esta especificación, se entenderá como sistema de seguimiento solar a aquella estructura que permite orientar los módulos fotovoltaicos perpendicularmente al sol, en uno o dos ejes, de manera automática. En las instalaciones que incorporen sistemas de seguimiento solar se describirá su funcionamiento y solución constructiva en el proyecto técnico.

6.3. Determinación de sombras y distancia mínima entre módulos A la hora de la instalación de los módulos fotovoltaicos influyen las sombras que puedan proporcionar los obstáculos próximos (edificios colindantes, árboles, otros módulos, chimeneas, etc.) sobre los mismos, por lo que hay que evitar que queden a su sombra.

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En energía solar fotovoltaica las sombras son especialmente peligrosas, ya que pueden provocar la inversión en el funcionamiento de los módulos actuando éstos como receptores de la corriente en las zonas sombreadas. Según el Plan Solar de Castilla y León: La instalación del campo de colectores se realizará de forma que se asegure que al mediodía solar del solsticio de invierno no haya más de un 2% de la superficie útil de captación en sombra. Por razones justificadas (integración arquitectónica, superficie libre para la ubicación de colectores, etc.) podrá no cumplirse el requisito anterior, en cuyo caso se evaluará la reducción producida por las sombras en las prestaciones energéticas de la instalación. En este caso se justificará el aumento de superficie de captación. Los topes de sujeción de paneles y la propia estructura no arrojarán sombra sobre los módulos. Una determinación exacta de las posibles sombras se puede realizar conociendo la altura solar y el azimut durante todo el año y, así, comprobar si algún obstáculo puede ocultar el sol en algún momento a la instalación. La distancia d , medida sobre la horizontal, entre una fila de módulos y un obstáculo, de altura h, que pueda producir sombra sobre la instalación será igual o superior al valor obtenido por la expresión: d = h / tg (67º - latitud) = h • k Siendo: • d la separación entre filas. • h la altura del obstáculo, o diferencia de altura entre la parte alta de una fila de módulos y la parte baja de la siguiente. • k = 1/tg (67º - latitud) un coeficiente adimensional cuyo valor se obtiene en la tabla 6.1 a partir de la latitud del lugar. La distancia entre la parte posterior de una fila de módulos y la parte baja de la siguiente debe ser igual o mayor que el valor obtenido mediante la expresión anterior. Latitud (º)

29

37

39

41

43

45

k

1,280

1,732

1,881

2,050

2,246

2,475

Tabla 6.1: Coeficiente de separación entre filas de módulos


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Figura 6.3: Distancia mínima entre módulos

En la figura 6.3: • L es la longitud del módulo. • α es el ángulo de inclinación del módulo. • d es la distancia mínima entre la parte posterior de una fila de módulos y la parte baja de la siguiente. Para hacer una estimación de la superficie en planta necesaria para la ubicación de los módulos, incluidos los módulos y la separación entre ellos, bastará con multiplicar el número de módulos por el valor de (d + L cos α ) y por la anchura del módulo.

Se ha de tener en cuenta que los módulos fotovoltaicos pueden ser instalados, indistintamente, tanto en disposición horizontal como vertical.

6.4. Estructura soporte Es el sistema de fijación de los módulos en el campo fotovoltaico. La estructura debe tener un anclaje que la haga resistente a la acción de los agentes atmosféricos de la zona, pero, como mínimo, resistirá una velocidad de 150 km/h. Además, esta estructura debe de mantener al campo fotovoltaico con la orientación y la inclinación adecuadas para el máximo aprovechamiento de la instalación. Como los módulos fotovoltaicos estarán aproximadamente orientados hacia el sur, las cargas de viento que pueden ser peligrosas serán las que vengan del norte, ya que suponen fuerzas de tracción sobre los anclajes que son mucho más peligrosas que las de compresión. La fuerza del viento es f = p S senα Siendo: • S la superficie del módulo.

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• α el ángulo de inclinación del módulo con la horizontal.

Figura 6.4: Esquema de actuación de la fuerza del viento sobre un módulo

• p la presión frontal del viento, es decir, la presión que ejercería el viento sobre una superficie perpendicular a la dirección del mismo. Depende de la velocidad. Según el Plan Solar de Castilla y León: En el proyecto técnico se especificarán cuáles son las cargas máximas que soportará la estructura y que transmitirá al suelo, o lugar sobre el que se asiente, así como la capacidad del mismo para soportar las cargas transmitidas por la estructura. Los materiales que se deben utilizar para las estructuras soportes son, preferiblemente, aluminio anodizado, acero inoxidable o hierro galvanizado, y la tornillería deberá ser siempre de acero inoxidable. Se debe conectar la estructura soporte a una toma de tierra tal y como se especifica en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. Las diferentes posibilidades de colocación de las estructuras, son: Es la forma más habitual de las instalaciones fotovoltaicas. Presentan ventajas en cuanto a montaje, accesibilidad, pero es más susceptible de sufrir inundaciones, actos de vandalismo, roturas, etc. Suelo:

Tejado: También

es de las más comunes, aunque presenta inconvenientes en cuanto a las impermeabilizaciones de los tejados. Pared:

Es necesario disponer de buenos puntos de anclaje y han de ser situadas en pare-


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Figura 6.5: Estructura para tejado o suelo

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Figura 6.6: Estructura para tejado

Figura 6.7: Estructuras en poste

des orientadas al sur, lo que puede presentar problemas de accesibilidad. Poste:

Se utiliza para instalaciones de pequeñas dimensiones en equipos aislados.

El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de los paneles permitirán las necesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los propios módulos. Los puntos de sujeción de los módulos fotovoltaicos serán suficientes en número, teniendo el área de apoyo y posición relativa adecuadas, de forma que no se produzcan flexiones en el panel superiores a las permitidas por el fabricante.

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La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder al galvanizado o protección de la estructura. La tornillería y piezas auxiliares estarán protegidas por galvanizado o zincado, o bien serán de acero inoxidable. Según el Plan Solar de Castilla y León: En el caso de instalaciones integradas en cubierta o fachada que hagan las veces de éstas, el diseño de la estructura y la estanqueidad entre módulos fotovoltaicos se ajustará a las exigencias de las Normas Básicas de la Edificación y a las técnicas usuales en la construcción de cubiertas. El peso de los módulos ha de tenerse en cuenta a la hora de elegir su ubicación, tanto si Potencia (Wp)

DIMENSIONES (mm)

Peso

Largo

Ancho

Alto

(Kg)

10

582

262

39

3,4

20

720

370

46

4,8

50

1.003

462

45

5,5

80

1.231

556

45

7,8

100

1.293

650

34

9,3

150

1.580

800

35

16,6

Tabla 6.2: Dimensiones y pesos de módulos fotovoltaicos ésta se trata de una estructura soporte anexa al edificio, como para su integración arquitectónica. En la siguiente tabla se muestran algunos valores de pesos de módulos fotovoltaicos comerciales.

6.5. Conexionado de los módulos El conexionado de los módulos es un aspecto muy importante en una instalación de energía solar fotovoltaica. Los acoplamientos entre módulos o paneles para formar una batería de módulos pueden ser en serie y en paralelo (fig. 6.8. y fig. 6.9.). La conexión de módulos en serie hará que el voltaje de la unión sea la suma de los vol-


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Figura 6.8: Acoplamiento en serie de 4 módulos

Figura 6.9: Acoplamiento en paralelo de 4 módulos

tajes individuales de cada módulo, mientras que la intensidad resultante será igual a la proporcionada por uno solo de ellos. Sin embargo, con la conexión en paralelo, la tensión se corresponderá con la proporcionada por un solo módulo y la intensidad con la de

Figura 6.10: Acoplamiento serie – paralelo de módulos

la suma de las intensidades de todos los módulos. También pueden existir combinaciones de ambos sistemas serie – paralelo. Por ejemplo, en la figura 6.10 se representa la conexión de dos grupos en paralelo, en la que cada grupo está formado por dos módulos conectados en serie. Para la disposición de los módulos habrá que tener siempre presentes los criterios generales que establece el Plan Solar. Según el Plan Solar de Castilla y León: Los módulos se instalarán en baterías conectándose los módulos entre sí en serie. 82


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I.E.S. Camino de la Miranda (Palencia)

7

Dimensionado y diseño del resto de componentes y equipos

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7

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Dimensionado y diseño del resto de componentes y equipos

7.1. Sistema acumulador o de baterías Para dimensionar el sistema acumulador hay que tener en cuenta tanto los parámetros nominales de la batería como las condiciones de funcionamiento de la instalación. 1. Parámetros nominales de la batería

• Capacidad nominal (C n): Cantidad de carga en Ah que es posible extraer de una batería en un número n de horas determinado. Normalmente se referencia a 20 horas (C20) o 100 horas (C 100), la relación entre ambas es C 100 /C20 ≈ 1,25. • Profundidad de descarga (PD): Cociente, en porcentaje, entre la carga extraída de una batería y su capacidad nominal.

Según el Plan Solar de Castilla y León: La profundidad de descarga (referida a la capacidad nominal del acumulador) no excederá 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%. • Capacidad útil (Cu): Capacidad en Ah disponible o utilizable en función de la profundidad máxima de descarga permitida (PDmax). Viene definido por la siguiente expresión: Cu = Cn·PDmax Por lo tanto, cuanto mayor sea la profundidad máxima de descarga permitida, más parecida es la capacidad útil a la capacidad nominal.

DIMENSIONADO Y DISEÑO DEL RESTO DE COMPONENTES Y EQUIPOS 85

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2. Condiciones de funcionamiento de la instalación.

• Consumo medio diario de la instalación en Wh (Ed) para el mes de diseño (el más desfavorable). Este valor fue calculado en el capítulo 5 a partir de los consumos de los equipos en corriente continua y alterna, incluyendo los rendimientos del inversor y del regulador. • Autonomía (A): Sería el máximo número de días seguidos que la instalación es capaz de satisfacer el consumo de electricidad en condiciones completamente desfavorables, es decir, a expensas de las baterías sin producción de energía en los paneles. Según el Plan Solar de Castilla y León: La capacidad de las baterías se dimensionará, para el voltaje de trabajo del campo de paneles, de forma que proporcionen al menos 6 y 4 días (para instalaciones fotovoltaicas y eólico – fotovoltaicas, respectivamente) de autonomía de la instalación (para una capacidad de carga de las baterías de 100 h, C 100). A partir de los parámetros anteriores se siguen los pasos siguientes para dimensionar el campo de baterias. 1. La capacidad disponible (útil) del campo de baterías Cu, tiene que asegurar que satisface las necesidades diarias de consumo para el número de días de autonomía establecido. Por cuestiones de seguridad se puede aumentar esa capacidad en un 10%: Cu = 1,1 · Ed · A (Wh) 2. La capacidad se expresa normalmente en Ah, por lo que habrá que dividir el valor en Wh por la tensión nominal de la instalación (Vn); Cu =

1,1 · Ed · A Vn

(Ah)

3. La capacidad nominal (Cn) del campo de baterías se calcula a partir de la capacidad disponible (Cu) en función de la profundidad de descarga máxima permitida (PDmax ): Cn =

86

Cu PDmax

=

1,1 · Ed · A PDmax · Vn

(Ah)


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Según el Plan Solar de Castilla y León: La capacidad del sistema de acumulación se obtendrá como el producto de los días de autonomía seleccionados y el consumo total diario mayorado en un 10%, dividido por el voltaje del regulador y la profundidad de descarga máxima de la batería. El resultado se refiere a C100. 4. Es necesario imponer una restricción en el tamaño o capacidad del sistema acumulador con el fin de evitar que las corrientes de carga resulten excesivamente bajas para el tipo de baterías escogido. Según el Plan Solar de Castilla y León: Para asegurar una adecuada recarga de las baterías, la capacidad nominal del acumulador (en Ah) no excederá en 25 veces la corriente de cortocircuito (Icc generador) en CEM del generador fotovoltaico en (A). Por lo tanto la capacidad total del sistema de baterías se encontrará en el intervalo siguiente: 1,1 · Ed · A PDmax · Vn

≤ Cn ≤ 25 · Iccgenerador

Donde Iccgenerador es la corriente de cortocircuito del sistema generador, que vendrá dado por el número de ramas de paneles fotovoltaicos conectados en paralelo y la corriente de cortocircuito en CEM de los paneles (Icc panel). Iccgenerador = Iccpanel · Nº ramas fv 5. El número de baterías que forman el campo acumulador vendrá dado por la relación entre la capacidad nominal total del campo y la C 100 de la batería escogida: Nº Baterías =

Cn C100

6. Los acumuladores se conectan entre sí, de forma que la tensión del campo de baterías sea la de diseño del campo generador. Las baterías pueden formar grupos de baterías, de forma que dentro de cada grupo se conecten en serie, mientras que los grupos se conectan en paralelo. El número de baterías que forman cada grupo es:


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Nº Baterías / grupo =

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Vn Vnbatería

Donde: • Vn = Tensión nominal de la instalación en Voltios. • Vnbatería = Tensión nominal de las baterías en Voltios. El número de grupos en paralelo sería: Nº grupos =

Nº baterías Nº baterías / grupo

Consideración equivalente a la indicada en el punto 5, por cuanto el número de grupos en paralelo vendrá determinado por la capacidad de acumulación total que se quiere conseguir. En las siguientes figuras se muestran diferentes modos de conexión de las baterías entre sí. A regulador / inversor y consumo

Figura 7.1: Conexión de baterías en serie A regulador / inversor y consumo

Figura 7.2: Conexión de baterías en paralelo 88


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A regulador / inversor y consumo

Figura 7.3: Conexión de baterías en serie - paralelo

Otras características que hay que tener en cuenta a la hora de decidir el lugar en el que irán ubicadas las baterías son sus dimensiones y pesos. En el mercado existe una gran variedad de baterías. En la siguiente tabla se muestran algunos valores de dimensiones y pesos para diferentes capacidades. Tensión (V)

Capacidad (Ah)

DIMENSIONES (mm) Largo

Ancho

Alto

Peso (Kg)

Baterías Monoblock 12

60

258

166

235

24

12

65

355

167

183

22,2

12

80

355

167

183

24

12

100

330

171

227

32

Vasos 2

200

171

106

367

15

2

300

171

151

367

21

2

400

210

173

367

28

2

500

241

171

367

33

Tabla 7.1. Dimensiones y pesos de baterías.

7.2. Regulador Una vez conocido el número de módulos fotovoltaicos y la capacidad de los acumuladores, el dimensionado del regulador consistirá en elegir un equipo en el mercado que se adapte al resto de parámetros eléctricos de los componentes de la instalación. El regulador debe asegurar las siguientes funciones: • Proteger a la batería frente a la sobrecarga y a la sobredescarga. • Disponer de alarmas de baja carga de la batería y de aumento de la carga DIMENSIONADO Y DISEÑO DEL RESTO DE COMPONENTES Y EQUIPOS 89

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manuales y que se activen automáticamente cuando se alcancen los valores de consigna. • Reconexión automática o manual. Los principales requisitos que debería cumplir el regulador serán: • El regulador deberá estar tarado para que se desconecte de la carga cuando se alcance la máxima profundidad de descarga. • El voltaje fin de carga debe estar en el rango 2,3 – 2,4 V/vaso a 25ºC. • La reconexión a la carga debería ser 0,08 V/vaso (ó 0,5 V para 12 V) superior al voltaje de desconexión de la carga. • Los voltajes de desconexión y reconexión deben tener una precisión de ± 1% y mantenerse constante en todo el rango posible de variación de temperatura. Según el Plan Solar de Castilla y León: La intensidad del regulador se dimensionará, para el voltaje del campo de paneles seleccionado, como el cociente entre la potencia, en W P, del campo de paneles y el voltaje en el punto de máxima potencia del campo de paneles.

I r =

W p V max

7.3. Inversor Al igual que el dimensionado del regulador, el dimensionado del inversor se realizará una vez conocido el número de módulos fotovoltaicos y la capacidad de los acumuladores. Los parámetros que hay que tener en cuenta en el dimensionado son los siguientes: La tensión nominal de entrada del inversor es un valor de referencia. El inversor debe ser capaz de transformar distintas tensiones, ya que la tensión de entrada no siempre va a corresponder con un valor fijo. La potencia nominal del inversor, en ocasiones, es superada por la puesta en marcha de determinados elementos de consumo. Por ello el inversor deberá soportar las siguientes sobrecargas: – 160% de la potencia nominal durante 1 minuto. – 140% de la potencia nominal durante 3 minutos, – 120% de la potencia nominal durante 10 minutos. 90


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La tensión de salida no deberá ser superior a un 5% de la tensión nominal de salida en inversores de onda senoidal y un 10% en inversores de onda cuadrada. La eficiencia del inversor tendrá los siguientes valores: % Potencia Nominal

10

20

30

40

> 40

Eficiencia

60

70

75

80

85

Los dispositivos de seguridad de los inversores son: • Dispositivo de corte por falta de carga. • Protección contra cortocircuitos, sobrecargas e inversión de la polaridad. La elección del inversor debe hacerse de forma que sea compatible, en cuanto a potencia nominal, forma de onda y factor de distorsión, con los equipos a los que vaya a conectarse. Según el Plan Solar de Castilla y León: La potencia del inversor se dimensionará como el inmediatamente superior a la potencia pico máxima instantánea de todos los consumos en corriente alterna de la instalación. Seleccionada la potencia, se establecerá el voltaje de trabajo del inversor de entre los equipos comerciales existentes. Deberá tenerse en cuenta que el inversor elegido sea capaz de arrancar y operar todas las cargas especificadas en la instalación, especialmente las de aquellos aparatos que requieren elevadas corrientes de arranque (TV, motores, bombas, etc.).

7.4. Cableado La longitud del cableado de instalaciones fotovoltaicas deberá de ser la mínima posible, por ello habrá que instalar lo más cerca posible los módulos, el regulador, las baterías y el inversor. El cálculo de la sección del cableado se hará aplicando la fórmula siguiente: S = 3,448

L·I VAB · ∆V

Donde: L = Distancia entre los puntos A y B (m) I = Intensidad de corriente (A) V AB =

Tensión de trabajo entre los puntos A y B (V)

∆V = Caída de tensión (%) DIMENSIONADO Y DISEÑO DEL RESTO DE COMPONENTES Y EQUIPOS 91

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Las mínimas secciones de cables en cada una de las líneas, deberían ser al menos: • 2,5 mm2 del generador al regulador. • 4 mm2 del regulador a las baterías. Según el Plan Solar de Castilla y León: Para cualquier condición de trabajo, los conductores de la parte de corriente continua deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior, incluyendo cualquier terminal intermedio, a los valores especificados a continuación (referidos a la tensión nominal continua del sistema): • Caídas de tensión máxima entre generador y regulador/inversor: 3%. • Caídas de tensión máxima entre regulador y batería: 1%. • Caídas de tensión máxima entre inversor y batería: 1%. • Caídas de tensión máxima entre regulador e inversor: 1%. • Caídas de tensión máxima entre inversor/regulador y cargas: 3%. En la tabla 7.2 se muestran algunos ejemplos de secciones en función de los demás parámetros. Distancia

Intensidad

Tensión

Caída de tensión

(m)

(A)

(V)

(%)

5

5

12

3

10

5

12

3 (generador y regulador/inversor)

20

5

12

3

(generador y regulador/inversor)

9,5

5

5

24

3


1,2

10

5

24

3


2,4

20

5

24

3


4,8


Sección (mm2 )

2,4 5

Tabla 7.2: Secciones de cableado

Se seleccionarán los cables comerciales que más se aproximen a las secciones obtenidas (siempre el diámetro comercial superior al calculado).

7.5. Ubicación de los componentes Los componentes de una instalación fotovoltaica suelen estar ubicados en casetas que pueden ser anexas al campo de módulos fotovoltaicos o lejanas a éste y más próximas al 92


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punto de consumo. En caso de instalaciones domésticas los componentes pueden encontrarse en la propia vivienda en alguna dependencia habilitada como "sala de equipos". Sea cual sea ésta ubicación, debe garantizar las condiciones de seguridad de los equipos que se han descrito en anteriores capítulos. La altura de la sala debe poseer en torno a 2,5 metros y unas condiciones de ventilación tales que impidan las condensaciones y el sobrecalentamiento de los equipos. Según el Plan Solar de Castilla y León: Los acumuladores se dispondrán evitando su contacto directo con el suelo a fin de protegerlos frente a contactos con superficies húmedas. Por su parte los reguladores e inversores se ubicarán al abrigo de la intemperie, en lugar ventilado y suspendido de la pared a una distancia mínima de 1,5 m del suelo y lo más próximos posible de los módulos y baterías, de las cuales deberán distar, cada uno de ellos, horizontalmente, al menos, 0,5 m. Las canalizaciones eléctricas discurrirán siempre por encima de las tuberías que conduzcan agua. Los equipos eléctricos no se instalarán nunca debajo de tuberías de agua.

7.6. Sistema aerogenerador En cualquier sistema aerogenerador para la producción de energía eléctrica se deben considerar los siguientes factores:

Aeromotor • Sistema de regulación: Debe conferir al rotor una velocidad de rotación estable a partir de cierta velocidad de viento. • Sistema de seguridad: Destinado a frenar la máquina en caso de tempestad, si el sistema de regulación es inoperante a altas velocidades. • Generador eléctrico: Puede ir directamente acoplado al aeromotor, en el caso más sencillo las palas van montadas sobre el eje del motor. Puede existir un multiplicador entre el aeromotor y el generador. • Mecanismo de giro: Permite que la máquina esté siempre orientada en la dirección del viento. • Armazón: Envuelve y protege a todas las piezas del conjunto de los factores climáticos.


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Torre soporte Los aeromotores suelen estar colocados en dos tipos de soportes: • Soportes autoportantes: de estructura metálica, tubulares, de hormigón, etc. • Soportes atirantados: estructura metálica y tubulares. Los factores a considerar son los siguientes: • Altura: El aerogenerador debe estar situado por encima de las perturbaciones causadas por el terreno. Según el Plan Solar de Castilla y León: Los aerogeneradores se ubicarán en aquellas zonas en las que el viento fluya lo más libremente posible, bien sobre tejados o construcciones existentes, o sobre el terreno montado sobre estructuras metálicas, de forma que el aerogenerador pueda girar libremente 360º sin ningún obstáculo. Para ello, se recomienda la no presencia de objetos u obstáculos a una distancia inferior a 150 m, medida la altura del rotor, del eje del aerogenerador. La altura mínima del rotor del aerogenerador, cuando se instale sobre un tejado, sobre el nivel de éste será de 2,5 m. • Frecuencia: Una máquina giratoria produce vibraciones, por lo tanto es importante que la frecuencia de la propia torre sea muy diferente a la frecuencia de las vibraciones producidas en el aerogenerador. • Mantenimiento: El acceso de la torre debe ser fácil para su buen mantenimiento. • Forma: Preferiblemente no angular, para evitar esfuerzos innecesarios en la misma torre, mejorando así el flujo de corriente de aire. • Robustez: La torre deberá resistir las sobrecargas producidas; esfuerzos producidos por funcionamiento anormal, ráfagas de viento y turbulencias. Según el Plan Solar de Castilla y León: Se recomienda que la zapata de soporte de la torre posea una profundidad mínima por debajo del nivel del terreno de 1 m. No obstante, sus dimensiones serán tales que soporten el propio peso de la torre y del aerogenerador. Cuando sea precisa la instalación de vientos o tensores, éstos se dispondrán en un número no inferior a 3, debiendo instalarse éstos, al menos, cada 3 m. de torre y siempre para los 5 primeros metros. Los vientos, preferentemente, se instalarán con un ángulo de inclinación de 45º y consistirán en cable de acero de, al menos, 6 mm. de grosor. 94


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Conexionado Como los aerogeneradores se colocan generalmente en puntos elevados, y además deben ser más altos que los obstáculos de sus alrededores, constituyen puntos de descarga de electricidad electrostática durante las tormentas. Protección contra rayos:

Aunque por propia constitución el generador está protegido contra las descargas eléctricas, por estar encerrado en una estructura metálica conectada a tierra (caja de Faraday), la instalación a la que está conectada puede ser destruida por las sobretensiones que se propagan por el cable eléctrico de alimentación colocado entre el aerogenerador y la utilización. El generador eléctrico puede resultar dañado por contracorriente, en caso de que la utilización quede en cortocircuito. Por tanto, para emplazamientos expuestos a posibles descargas atmosféricas, es indispensable: • Conectar la torre soporte a una buena toma de tierra. • Colocar elementos de protección para reducir las sobretensiones de origen atmosférico, como los descargadores de tensión o varistores. Según el Plan Solar de Castilla y León: Se tendrá especial atención a la protección del cableado, así como a la posibilidad de inversión de la polaridad. Las torres o mástiles en las que se ubiquen los aerogeneradores se conectarán siempre a tierra mediante picas ubicadas, preferentemente, en la base del mástil.

Circuitos asociados En el caso de un aerogenerador de corriente continua debe contar con los siguientes dispositivos de protección, en serie con el circuito de carga de la batería de acumuladores: • Diodo de potencia que evite que la batería pueda descargarse a través del generador, cuando esté parado por la falta de viento o por estar frenado. • Un interruptor y un fusible en el circuito de carga del aerogenerador, que pueden estar colocados en la misma caja. El interruptor permite abrir el circuito de carga, cuando las baterías estén totalmente cargadas. El fusible protege a los componentes en caso de falsas maniobras o de fallo de un componente; debe estar calibrado en función de la corriente máxima que puede proporcionar el aerogenerador. • Voltímetro calibrado según la tensión de la batería y que sirva para verificar su estado de carga. DIMENSIONADO Y DISEÑO DEL RESTO DE COMPONENTES Y EQUIPOS 95

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• Un amperímetro o testigo de carga montado en serie en el circuito de carga que permita medir la corriente suministrada por el aerogenerador. Para un aerogenerador de corriente alterna el diodo es sustituido por un rectificador monofásico o trifásico según el alternador utilizado. Entre el alternador y el rectificador puede intercalarse un transformador para adaptar la tensión de salida a la del alternador de la batería de acumuladores. Según el Plan Solar de Castilla y León: El conexionado de los aerogeneradores se realizará al regulador de la instalación. Caso de que exista más de un aerogenerador, se conectarán entre sí en paralelo, cada uno de ellos con su correspondiente fusible de protección en la línea de corriente positiva. A la salida del regulador hacia la batería se dispondrá, preferentemente, un amperímetro en la línea de corriente positiva, así como un fusible de protección cuando el propio regulador carezca de dicha protección. En instalaciones mixtas, la configuración del campo de paneles se adecuará al volta je de diseño de los aerogeneradores o viceversa.

Prestaciones Las prestaciones energéticas proporcionadas por los aerogeneradores tendrán en cuenta la velocidad media del viento en la ubicación en la que se encuentran emplazados y la curva característica intensidad – velocidad de viento del aerogenerador. Según el Plan Solar de Castilla y León: El dimensionado de los aerogeneradores deberá cumplir, de manera obligatoria, las siguientes prestaciones mínimas, en horas de funcionamiento al año.

96

Aplicación


Aerogeneradores

1.600 kWh / kW


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Centro Específico de Formación Profesional (Zamora)

8

Sistemas de medición energética

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8

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Sistemas de medición energética

8.1. Generalidades La memoria de diseño o proyecto especificará las características del sistema de medición energética: sistema de adquisición de datos, elementos de medida, condiciones de funcionamiento, etc. El sistema de monitorización se encargará de realizar la medida de parámetros funcionales necesarios para evaluar las prestaciones de la instalación. Según el Plan Solar de Castilla y León: El sistema de monitorización, cuando se instale, proporcionará medidas (en forma de medias diarias), como mínimo, de las siguientes variables: Instalaciones no conectadas a la red general de distribución: • Tensión y corriente DC del generador. • Potencia DC consumida, incluyendo el inversor como carga DC. • Potencia AC consumida si la hubiere, salvo para instalaciones cuya aplicación es, exclusivamente, el bombeo de agua. • Contador volumétrico de agua para instalaciones de bombeo. • Radiación solar en el plano de los módulos medida con una célula o un módulo de tecnología equivalente. • Temperatura ambiente en la sombra. Instalaciones conectadas a la red general de distribución: • Voltaje y corriente DC a la entrada del inversor. • Voltaje de fase/s en la red, corriente total de salida del inversor. • Radiación solar en el plano de los módulos medida con una célula o módulo de tecnología equivalente. SISTEMAS DE MEDICIÓN ENERGÉTICA

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• Temperatura ambiente en la sombra. • Potencia reactiva de salida del inversor para instalaciones mayores de 5 kWp. • Temperatura de los módulos en integración arquitectónica y siempre que sea posible en potencias mayores de 5 kW.

8.2. Contador de energía Se entiende como contador de energía aquel equipo que permite medir el consumo (circuito de corriente continua y alterna) y/o la producción eléctrica (kWh) de la instalación solar. Estos equipos deberán estar convenientemente calibrados, así como cumplir con las especificaciones definidas en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. Estos equipos suelen estar integrados en otros equipos como el regulador o los dispositivos de seguridad.

Figura 8.1: Contador de energía integrado en un regulador

8.3. Medida de la radiación solar La medida de la radiación global se podrá realizar mediante piranómetro o célula calibrada.

Figura 8.2: Piranómetro

Las características de los piranómetros estarán comprendidas dentro de las especificaciones establecidas por la Organización Meteorológica Mundial:

100 ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA: MANUAL DEL PROYECTISTA

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• Variación de la respuesta con la temperatura ambiente: ±1%. • Variación de la sensibilidad del sensor a las diferentes regiones del espectro de la radiación solar: ±2%. • Linealidad de respuesta: ±1%. • Variación de la respuesta con el ángulo de incidencia: ±1%. Se deben montar en el plano de los módulos del sistema y a la altura del perfil superior del mismo, de forma que en ningún caso proyecte sombras sobre el propio módulo. Deben estar bien ventilados por el aire ambiente. El cableado ha de estar protegido de la radiación directa, así como de la radiación electromagnética, mediante malla exterior.

8.4. Medida de la temperatura ambiente La medida de la temperatura ambiente se realizará mediante una sonda de insolación o un termómetro de mercurio, situados siempre a la sombra, para no verse afectados por la temperatura que puedan alcanzar los componentes.

Figura 8.3: Sonda de Temperatura ambiente

Con las características generales de la instalación, la temperatura ambiente, la radiación solar y la energía producida, se podrá verificar el correcto funcionamiento de la instalación.

8.5. Sistema de adquisición de datos Cada vez va siendo más frecuente la utilización, en instalaciones fotovoltaicas, de elementos que faciliten al usuario información completa sobre el comportamiento general del sistema. Para ello es necesario utilizar un sistema de adquisición de datos. La información recogida puede ser mostrada una vez que haya sido tratada convenientemente para hacerla entendible al usuario o mostrarla directamente por medio de indicadores y visualizadores presentes en los propios aparatos.

SISTEMAS DE MEDICIÓN ENERGÉTICA 101

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Figura 8.4: Sistema de regulación y control con funciones avanzadas de adquisición de datos

Figura 8.5: Sistema de adquisición y almacenamiento de datos


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I.E.S. Francisco Salinas (Salamanca)

9

Presupuesto de las instalaciones

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9

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Presupuesto de las instalaciones

9.1. Generalidades Una parte muy importante en la realización de un buen proyecto es la preparación de un presupuesto ajustado a la realidad de los costes. Un presupuesto mal confeccionado puede ocasionar muchos problemas a una empresa instaladora de energía solar. Por otra parte, si la instalación está bien presupuestada, pero mal proyectada o realizada, puede ser una fuente inagotable de costes adicionales. Existen diversos documentos relacionados con el presupuesto que influyen directamente sobre la cuantía de éste: • Contrato de instalación: Debe especificar el precio total y los trabajos y materiales incluidos en ese precio. • Memoria técnica: Tendrá mayor o menor complejidad, de acuerdo al volumen económico del proyecto. Un proyecto bien diseñado en todos los aspectos reduce costes, es más rentable y por lo tanto más sencillo de vender. • Manual de operación y mantenimiento: Es muy importante por las consecuencias económicas que puede acarrear una mala operación o un mantenimiento deficiente. Su coste debe incluirse en el presupuesto. • Garantía: No confundir lo que hay que incluir en la garantía, con lo que corresponde al contrato de mantenimiento. • Contrato de mantenimiento: Es muy importante para la empresa instaladora, ya que si la instalación no se mantiene adecuadamente, puede tener problemas durante la garantía, y suponer muchos gastos adicionales. Según el Plan Solar de Castilla y León: • La garantía comprende la reparación o reposición, en su caso, de los componentes y piezas que pudieran resultar defectuosas, así como la mano de obra empleada en la reparación o reposición durante el plazo de vigencia de la garantía. PRESUPUESTO DE LAS INSTALACIONES 105

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• Quedan expresamente incluidos todos los demás gastos, tales como desplazamientos, 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 deben incluir la mano de obra y materiales necesarios para efectuar los posteriores ajustes, reglajes y nueva puesta en marcha de la instalación.

9.2. Tipos de presupuesto Existen diferentes formas de realizar un presupuesto, pero básicamente se distinguen tres tipos en función del tamaño y la complejidad de la instalación: • Presupuesto por partida completa de obra: Se utiliza en grandes y medianas instalaciones. • Presupuesto por partidas globales: Se utiliza en medianas y pequeñas instalaciones. • Presupuesto simplificado: Se utiliza en instalaciones muy pequeñas.

9.2.1. Presupuestos por partida de obra Esta forma de realizar un presupuesto es interesante para las grandes y medianas instalaciones, porque implica menor riesgo de error para el proyectista. Consiste en que el presupuesto de la instalación solar sea una de las partidas del total de la obra de un edificio. La partida destinada a la instalación solar se subdivide a su vez en subpartidas, cada una de las cuales incluye el total de los materiales, equipos, mano de obra y trabajos subcontratados (cuando los haya). Cuando el proyectista tiene experiencia y datos de otras instalaciones, este sistema le permite calcular mejor los costes de mano de obra y de los materiales necesarios, ya que cada una de las subpartidas está bien definida. El número de subpartidas es elegido por el proyectista y a cada una de ellas debe añadirles tanto el beneficio industrial como el IVA. Es importante incluir en el presupuesto los trabajos y materiales que van a cargo del usuario y que por lo tanto no están considerados en el coste global. El presupuesto se completará con el plazo de garantía, el plazo de entrega y las condiciones de pago.

9.2.2. Presupuesto por partidas globales Esta forma de realizar un presupuesto es sencilla para las pequeñas y medianas instalaciones, y sobre todo cuando el proyectista no tiene demasiada experiencia. 106 ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA: MANUAL DEL PROYECTISTA

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Consiste en que el presupuesto se divida en partidas globales de materiales y equipos y mano de obra total. Para el proyectista con experiencia tiene mayor dificultad, sin embargo, permite comparar fácilmente los costes de los equipos y de los materiales. Además de cada una de las partidas mencionadas, no debe olvidarse de introducir una partida correspondiente a las pruebas de funcionamiento, otra correspondiente al beneficio industrial y otra a los impuestos. También se puede incluir como otra partida los costes generales de la empresa, aunque a veces van prorrateados entre todas las partidas. Si la instalación es muy grande, este tipo de presupuesto implica mayor riesgo de error.

9.2.3. Presupuesto simplificado En las pequeñas instalaciones, debido a su bajo coste, el presupuesto tiene que ser muy sencillo, por eso se utiliza el presupuesto simplificado. La forma más sencilla de realizar este presupuesto es hacerlo de forma global, sin diferenciar partidas o en todo caso utilizar el sistema de partidas globales, ya que sólo hay un equipo, algunos materiales y las labores principales del instalador están muy definidas (fijar el equipo, realizar las conexiones eléctricas y ponerlo a punto), para poder evaluar correctamente la partida presupuestaria correspondiente a la mano de obra. Hay que tener en cuenta si se requieren medios mecánicos para trasladar y colocar los módulos fotovoltaicos en su ubicación, ya que la cuantía suele ser elevada y sería un olvido importante no incluirlo en una partida.

9.3. Costes normalizados de inversión, operación y mantenimiento según el Plan Solar de Castilla y León El Plan Solar de Castilla y León propone unos costes normalizados de los diferentes elementos o partidas características de una instalación fruto de la experiencia. Así, por una parte, da una idea de los precios para ayudar a ofertar al proyectista y, por otra, protege al usuario, al poder contrastar el precio que le están ofertando por una determinada instalación. Se definen dos costes normalizados para las instalaciones acogidas al Plan Solar: • Coste Normalizado de Inversión (C.N.I.): Representa el valor del coste de la inversión, considerado a los efectos del Plan Solar de Castilla y León, para una instalación caracterizada por unos componentes concretos, acorde a las condiciones de materiales, diseño y montaje detalladas en la Instrucción Técnica de la Dirección General de Energía y Minas citada en el Artículo 1º de la Orden Solar (2004). • Coste Normalizado de Operación y mantenimiento (C.N.O.): Representa el valor anual del coste de operación y mantenimiento, considerado a los efectos del Plan Solar de Castilla y León, para una instalación caracterizada por unos componentes PRESUPUESTO DE LAS INSTALACIONES 107

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concretos, acorde a las condiciones de operación y mantenimiento detalladas en la instrucción técnica de la Dirección General de Energía y Minas citada en el Artículo 1º de la Orden Solar (2004). En todos los valores económicos del C.N.I. y del C.N.O. no está incluido el I.V.A., ni cualquier otro impuesto, tasas de legalización, autorización, compra o alquiler de terrenos, gastos de indemnizaciones o compensaciones, etc.

9.3.1. Coste normalizado de inversión (C.N.I.) El coste normalizado de inversión se refiere al coste del suministro “llave en mano” de una instalación de energía solar fotovoltaica. A continuación se reflejan los costes normalizados referentes a la convocatoria 2004 del Plan Solar, valores que pueden verse modificados en convocatorias posteriores. A estos efectos se considera, para el cálculo del C.N.I., los siguientes elementos o partidas características: 1) Módulos fotovoltaicos; 2) Estructura de soporte de módulos; 3) Aerogenerador; 4) Acumuladores (baterías); 5) Equipos electrónicos (inversores, contadores, sistemas de monitorización, reguladores, etc.); 6) Cables, interruptores, protecciones, etc.; 7) Montaje, instalación, transporte, puesta en marcha, etc.; 8) Operación y mantenimiento durante garantía y 9) Costes extraordinarios (obra civil y estructuras especiales). El C.N.I. será la suma de los costes unitarios de los 9 elementos característicos, cuando correspondan según el proyecto considerado, anteriormente enunciados. En instalaciones eólico – fotovoltaicas no conectadas a red, se calcularán los C.N.I. de la parte fotovoltaica 1 y de la parte eólica de la instalación, siendo ésta última la suma de los siguientes elementos: 3) Aerogenerador, 6) Cableado, 7) Montaje y 8) Operación y mantenimiento durante garantía, para la potencia nominal total de la instalación eólica. 1) Módulos fotovoltaicos

Para este elemento se establece el siguiente coste normalizado unitario por unidad de potencia pico del panel fotovoltaico: Rango de Potencia pico del panel

Coste Normalizado unit ario (euros / W p)

Menor o igual que 30 Wp

12,00

Mayor que 30 Wp

5,70

1 Los elementos comunes de la instalación eólico-fotovoltaica, 4) Acumuladores y 5) Equipos electróni-

cos, se diseñarán para la aplicación conjunta y su C.N.I. será incluido en el C.N.I. de la parte fotovoltaica de la instalación. 108 ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA: MANUAL DEL PROYECTISTA

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El coste normalizado total para este elemento será igual a la suma para cada rango de potencia, del producto del coste normalizado unitario de cada rango multiplicado por la potencia pico del total de los módulos fotovoltaicos a instalar de cada rango de potencia. Finalmente, el coste normalizado total para este elemento será corregido multiplicándolo por un coeficiente de dificultad, según la complicación de la ubicación a utilizar para instalar el campo de módulos, según se expresa en el siguiente cuadro. Ubicación

Coeficiente

Suelo

0,9

Terraza Plana

1

Cubierta Inclinada

1,1

2) Estructuras de soporte de módulos

Para este elemento se establece un coste normalizado unitario por unidad de potencia pico total: Potencia pico total

Coste Normalizado unitario (euros / W p)

Mayor que

Menor o igual que

0

80 Wp

3,50

80 Wp

300 Wp

1,25

300 Wp

1.500 Wp

0,65

1.500 Wp

2.600 Wp

0,40

2.600 Wp

Infinito

0,10

El coste normalizado total para este elemento será igual al producto del coste normalizado unitario multiplicado por la potencia pico total a instalar. 3) Aerogenerador

En el siguiente cuadro se muestran los costes normalizados considerados por unidad de potencia nominal, en función de la potencia del aerogenerador:

PRESUPUESTO DE LAS INSTALACIONES 109

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Potencia nominal (W)

Coste Normalizado unitario (euros / W)

60

14,75

250

6,70

400

5,35

600

3,55

1.500

2,15

3.000

1,75

Mayor o igual que 6.000

1,65

En caso de que sea instalado un aerogenerador de potencia nominal diferente a los aquí enumerados, a efectos de evaluar su coste normalizado, se elegirá el inmediatamente superior de la tabla anterior. El coste total normalizado para este elemento será igual al producto del coste normalizado unitario multiplicado por la potencia nominal total del aerogenerador a instalar. Cuando se instale más de un aerogenerador, el coste normalizado de todos ellos será la suma de los costes normalizados de cada uno de los aerogeneradores que se hallan instalado. Asimismo, por cada aerogenerador a instalar se considerará un coste normalizado fijo unitario de 1.000 euros correspondientes al coste de la torre y su cimentación (cuando se prevea su instalación). 4) Acumulación (baterías)

Para definir el coste normalizado de este elemento, se tendrá en cuenta su tipología y capacidad nominal de carga en Ah para C 100, según la siguiente tabla: Capacidad nominal de la batería (Ah) Mayor que

Coste Normalizado unitario (euros / Ah)

Menor o igual que Baterías monoblock

Cualquier capacidad

0,70

Resto de Baterías (Coste Normalizado unitario por vaso de 2V)

0

500

0,30

500

800

0,25

800

1.800

0,22

1.800

Infinito

0,20


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El coste normalizado total para este elemento será igual al producto del coste normalizado unitario multiplicado por la capacidad total de las baterías a instalar según su tipología. Cuando se prevea la instalación de más de una batería, el coste normalizado de todas ellas será el resultante de la suma de los costes individuales de cada una de ellas. 5) Equipos electrónicos (inversores, contadores, sistemas de monitorización, reguladores, etc.)

El coste normalizado de este elemento se calculará como suma de los costes normalizados de los tres componentes siguientes atendiendo a su instalación, en cualquier caso cuando se instale más de un equipo de los enumerados a continuación, el coste normalizado de todos ellos será la suma de los costes normalizados de cada uno de ellos: (a) Reguladores

Se establece un coste normalizado unitario por unidad de intensidad de corriente nominal del regulador según la siguiente tabla: Intensidad nominal del regulador (A)

Coste Normalizado unitario

Mayor que

Menor o igual que

(euros / A)

0

7

5,80

7

11

12,00

11

12

9,00

12

Infinito

6,25

El coste normalizado de este elemento será igual al producto del coste normalizado unitario, multiplicado por la intensidad nominal total del regulador a instalar. (b) Inversores o convertidores

Se establece un coste normalizado unitario por unidad de potencia nominal del inversor según las siguientes tablas: Potencia nominal del inversor

Coste Normalizado unitario (euros / W)

(W)

Energía solar fotovoltaica o eólico-

Mayor que

Menor o igual que

fotovoltaica aislada

0

250

1,50

250

1.500

1,30

1.500

2.400

1,10

2.400

Infinito

0,90


IMPRIMIR Potencia nominal del inversor (W)

ÍNDICE

Coste Normalizado unitario (euros / W) Energía solar fotovoltaica conectada

Mayor que

Menor o igual que

a red

0

2.500

0,85

2.500

Infinito

0,70

El coste normalizado de este elemento será igual al producto del coste normalizado unitario multiplicado por la potencia nominal total del inversor a instalar. (c) Contadores y sistemas de monitorización

Caso de que se prevea su instalación, se establece un coste normalizado unitario fijo de 115 euros por unidad de contador instalado y de 850 euros por unidad de sistema de monitorización instalado. 6) Cables, interruptores, protecciones, etc.

El coste normalizado para este elemento se define de acuerdo a la potencia pico (parte fotovoltaica) o nominal (parte eólica) de la instalación, según el siguiente cuadro: Potencia Mayor que

Coste Normalizado unitario Menor o igual que

(euros / W p o W)

0

50

2,65

50

85

1,65

85

100

1,35

100

160

0,80

160

200

0,75

200

300

0,60

300

400

0,50

400

1.000

0,40

1.000

2.400

0,30

2.400

Infinito

0,15

El coste normalizado de este elemento será igual al producto de coste normalizado unitario por la potencia total (pico y/o nominal) instalada.


IMPRIMIR

ÍNDICE

7) Montaje, instalación, transporte, puesta en marcha, etc.

El coste normalizado para este elemento tendrá en cuenta el montaje de módulos fotovoltaicos o de los aerogeneradores, de acuerdo a las siguientes cuantías: Elemento de montaje Mayor que

Coste unitario normalizado

Menor o igual que Panel fotovoltaico

0

30 Wp

1,50 euros / Wp

30 Wp

2.500 Wp

0,80 euros / Wp

2.500 Wp

5.000 Wp

0,40 euros / Wp

5.000 Wp

Infinito

0,15 euros / Wp

Aerogenerador

Cualquier potencia

400,00 euros / generador

El coste normalizado para este elemento se calculará como el producto del coste normalizado unitario de montaje del panel fotovoltaico por la potencia pico total del campo de módulos, o el coste unitario normalizado de montaje del aerogenerador por el número de éstos a instalar. 8) Operación y mantenimiento durante garantía

Para definir el coste normalizado de este elemento, se define un porcentaje sobre el coste total normalizado correspondiente a los módulos (sin aplicar el coeficiente de dificultad) o aerogeneradores (sin considerar el coste fijo unitario de torre y cimentación), según se indica en el siguiente cuadro: Unidad de potencia Mayor que

Porcentaje (%)

Menor o igual que Potencia pico del campo de módulos

0

30 Wp

5,00

30 Wp

5.500 Wp

3,00

5.500 Wp

Infinito

1,75

Potencia nominal del campo de aerogeneradores

0

6.000 W

2,00

6.000 W

Infinito

1,00 PRESUPUESTO DE LAS INSTALACIONES 113

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ÍNDICE

El coste normalizado para este elemento se calcula como el producto del porcentaje expresado en el cuadro anterior sobre el coste total correspondiente a los módulos (sin aplicar el coeficiente de dificultad) o producto del porcentaje expresado en el cuadro anterior sobre el coste total correspondiente a los aerogeneradores (sin considerar el coste fijo unitario de torre y cimentación). 9) Costes extraordinarios (obra civil y estructuras especiales)

Serán consideradas partidas extraordinarias admitidas dentro del C.N.I., las correspondientes a: • Obra civil de carácter especial. - Construcción y/o modificación de casetas para albergar las baterías. - Ubicación de aerogeneradores en cubierta. • Estructuras de carácter especial. - Estructuras en cubierta para ubicar los módulos, como consecuencia de la baja resistencia de la cubierta existente. - Estructuras definidas a efectos de mejorar la integración del campo de módulos en el entorno y/o edificio. - Seguidores solares. Para la inclusión de estos conceptos en el C.N.I., será preciso un informe detallado en el que se contemplen los costes de mano de obra, materiales y tiempos de las partidas unitarias características de la labor a realizar. El valor máximo de inversión para estos elementos extraordinarios será del 10% de la suma del resto de elementos considerados, salvo en el caso de instalaciones solares fotovoltaicas con seguidores solares automatizados en dos ejes, que podrá llegar a ser del 20%.

9.3.2. Coste normalizado de operación y mantenimiento (C.N.O.) Para definir el Coste Normalizado de Operación y mantenimiento (C.N.O.), se define un porcentaje (instalaciones solares fotovoltaicas) sobre el coste normalizado total de los módulos fotovoltaicos (sin aplicar el coeficiente de dificultad) a instalar o un coste fijo anual (instalación de aerogeneradores) según se indica en el cuadro siguiente:


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Potencia pico del campo de módulos

ÍNDICE

Porcentaje (%)

Mayor que

Menor o igual que

0

30 Wp

5,0

30 Wp

5.500 Wp

3,0

5.500 Wp

Infinito

2,0

Aerogenerador

Coste Normalizado (euros/aerogenerador)

Cualquier potencia

90,00

El coste normalizado de Operación y Mantenimiento (C.N.O.) será igual al producto del coste normalizado total correspondiente a los módulos (sin aplicar el coeficiente de dificultad) multiplicado por los porcentajes indicados en el primer cuadro del presente punto, más el coste normalizado individual de los aerogeneradores (expresado en el segundo cuadro del presente epígrafe) por el número de aerogeneradores totales a instalar.


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ÍNDICE

I.E.S. La Torre (León)

10

Esquemas eléctricos en instalaciones fotovoltaicas

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10

ÍNDICE

Esquemas eléctricos en instalaciones fotovoltaicas

10.1. Generalidades Como complemento de las configuraciones de las distintas instalaciones solares fotovoltaicas tipo descritas en el Capítulo 3, adjunto se desarrollan los esquemas eléctricos de las mismas, esquemas en los cuales se reflejan tanto las protecciones y puestas a tierra, como el cableado de CC y CA.

10. 2. Esquemas eléctricos de las instalaciones Adjunto se representan los esquemas eléctricos de las siguientes instalaciones tipo: 1.– Instalación aislada de red con consumo en corriente continua. 2.– Instalación aislada de red con consumo en corriente alterna. 3.– Instalación aislada de red con consumo en corriente continua y alterna. 4.– Instalación de bombeo sin acumulación con consumo en corriente continua. 5.– Instalación de bombeo sin acumulación con consumo en corriente alterna. 6.– Instalación de bombeo con acumulación con consumo en corriente continua. 7.– Instalación de bombeo con acumulación con consumo en corriente alterna. 8.– Instalación eólico – fotovoltaica (Aerogenerador CC). 9.– Instalación eólico – fotovoltaica (Aerogenerador CA). 10.– Instalación fotovoltaica con grupo electrógeno. 11.– Instalación conectada a red menor de 5 kW (Inversor monofásico). 12.– Instalación conectada a red mayor de 5 kW (Inversor trifásico).

ESQUEMAS ELÉCTRICOS EN INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS 119

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ÍNDICE

a u n i t n o c e t n e i r r o c n e o m u s n o c n o c d e r e d a d a l s i a n ó i c a l a t s n I . 1


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ÍNDICE

a n r e t l a e t n e i r r o c n e o m u s n o c n o c d e r e d a d a l s i a n ó i c a l a t s n I . 2


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ÍNDICE

a n r e t l a y a u n i t n o c e t n e i r r o c n e o m u s n o c n o c d e r e d a d a l s i a n ó i c a l a t s n I . 3


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ÍNDICE

a u n i t n o c e t n e i r r o c n e o m u s n o c n o c n ó i c a l u m u c a n i s o e b m o b e d n ó i c a l a t s n I . 4


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ÍNDICE

a n r e t l a e t n e i r r o c n e o m u s n o c n o c n ó i c a l u m u c a n i s o e b m o b e d n ó i c a l a t s n I . 5


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ÍNDICE

a u n i t n o c e t n e i r r o c n e o m u s n o c n o c n ó i c a l u m u c a n o c o e b m o b e d n ó i c a l a t s n I . 6


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ÍNDICE

a n r e t l a e t n e i r r o c n e o m u s n o c n o c n ó i c a l u m u c a n o c o e b m o b e d n ó i c a l a t s n I . 7


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ÍNDICE

) C C r o d a r e n e g o r e A ( a c i a t l o v o t o f – o c i l ó e n ó i c a l a t s n I . 8


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ÍNDICE

) A C r o d a r e n e g o r e A ( a c i a t l o v o t o f – o c i l ó e n ó i c a l a t s n I . 9


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ÍNDICE

o n e g ó r t c e l e o p u r g n o c a c i a t l o v o t o f n ó i c a l a t s n I . 0 1


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ÍNDICE

) o c i s á f o n o M r o s r e v n I (

W k 5 e d r o n e m d e r a a d a t c e n o c n ó i c a l a t s n I . 1 1


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ÍNDICE

) o c i s á f i r T r o s r e v n I ( W k 5 e d r o y a m d e r a a d a t c e n o c n ó i c a l a t s n I . 2 1


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ÍNDICE

I.E.S. Simón de la Colonia (Burgos)

I

Anexo

Conversión de unidades

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I

ÍNDICE

Conversión de unidades

Múltiplos y submúltiplos Múltiplo

Prefijo

Símbolo

Giga

G

Mega

M

kilo

k

100 (102)

hecto

h

10 (101)

deca

da

0,1 (10-1)

deci

d

0,01 (10-2)

centi

c

0,001 (10-3)

mili

m

micro

µ

Magnitud

Unidad

Símbolo

Longitud

metro

m

Masa

gramo

g

Tiempo

segundo

s

Corriente eléctrica

amperio

A

1.000.000.000 (109) 1.000.000 (106) 1.000 (103)

0,000001 (10-6)

Unidades básicas

Unidades eléctricas Magnitud

Unidad

Símbolo

Expresión en unidades básicas

Potencia eléctrica

vatio

W

V•A

m2 • kg • s-3

Tensión eléctrica

voltio

V

W • A-1

m2 • kg • s-3 • A -1

Resistencia eléctrica

ohmio

Ω

V • A -1

m2 • kg • s-3 • A -2

vatio hora

Wh

-

-

Energía eléctrica

CONVERSIÓN DE UNIDADES 135

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ÍNDICE

Potencia eléctrica

Corriente Continua

Corriente Alterna

Potencia eléctrica es: P = V • I

Potencia eléctrica es: P = Ve • Ie • cos

Donde:

Donde: V=Tensión

Ve=Tensión eficaz

I=Intensidad

Ie=Intensidad eficaz cos ϕ=Factor de potencia

La unidad más común para medir la potencia eléctrica es el Vatio (W). (W = V • A) El vatio (W) es la potencia que consume un elemento al que se le ha aplicado una tensión de un voltio y circula por él una intensidad de un amperio. V = Voltio A = Amperio Como múltiplos más usuales se emplean:

1 Kilovatio = 1kW = 103 VATIOS 1 Milivatio = 1mW = 10-3 VATIOS 1 Watio = 1W = 1.000 mW = 0.001 kW Tensión eléctrica

A la diferencia de potencial entre los terminales o polos del generador se le llama tensión o voltaje. La unidad para medir la tensión eléctrica es el Voltio (V). (V = A • Ω) Donde: A = Amperio Ω = Ohmio


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ÍNDICE

Como múltiplos más usuales se emplean:

1 Kilovoltio = 1kV = 103 Voltios 1 Milivoltio = 1mV = 10-3 Voltios 1 Voltio = 1V = 0.001 KV = 1.000 mV Resistencia eléctrica

La dificultad que ofrece el conductor al paso de una corriente eléctrica se llama resistencia eléctrica. Corriente Continua

Corriente Alterna

Resistencia eléctrica: R = V/I

Potencia eléctrica: Impedancia Z

Donde: V=Tensión

Z=R/cos

I=Intensidad

La unidad que mide la resistencia es el Ohmio ( Ω). (Ω = V/A) Donde: V = Voltios A = Amperio Como múltiplos usuales se emplean:

1 Kiloohmio = 1k = 103 Ohmios 1 Megaohmio = 1M = 106 Ohmios 1 Ohmio = 1 = 0.001 KΩ = 0.000001 MΩ Energía eléctrica

La unidad más común para medir la energía eléctrica es el Kilowatio hora (kWh).

CONVERSIÓN DE UNIDADES 137

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ÍNDICE

I.E.S. Gómez Pereira (Valladolid)

II

Anexo

Glosario

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II

ÍNDICE

Glosario

Acumulador eléctrico: Elemento de la instalación capaz de almacenar la energía eléctri-

ca transformándola en energía química. Se compone de diversas baterías conectadas entre sí en serie o paralelo. Aporte solar, solar, Factor Factor de: Porcentaje de la energía total demandada, cubierta por la energía

solar. Conjunto de soluciones arquitectónicas que permiten la captación, almacenamiento y distribución de la energía solar que incide sobre el edificio, mediante la combinación de paredes opacas y transparentes, de la masa térmica del edificio, de la circulación natural del aire y de captadores solares, teniendo en cuenta las condiciones climatológicas locales.

Arquitectura Arq uitectura solar o Bioclimática:

Pérdida de carga de la batería cuando ésta permanece en circuito abierto. Habitualmente se expresa como porcentaje de la capacidad nominal, medida durante un mes, y a una temperatura de 20 °C.

Autodescarga Autodesc arga::

Batería Monobloc Monoblock: k:

Sistema de acumulación basado en una batería compacta capaz de

suministrar 12 V. Sistema de acumulación basado en la conexión en serie y paralelo de diferentes módulos, de aproximadamente de 2 V cada uno.

Batería Modular:

20 (Ah): Cantidad de carga que es Capacidad Nominal: C 20

posible extraer de una batería en 20 horas, medida a una temperatura de 20 °C, hasta que la tensión entre sus terminales llegue a 1,8 V /vaso. Para otros regímenes de descarga se pueden usar las siguientes relaciones empíricas: C100 /C20 ≈ 1,25; C40 /C20 ≈ 1,14; C20 /C10 ≈ 1,17. Capacidad disponible o utilizable de la batería. Se define como el producto de la capacidad nominal y la profundidad máxima de descarga permitida, PDmax. Capacidad útil:

Capacidad del inversor para entregar mayor potencia de la nominal durante ciertos periodos de tiempo. Capacidad de sobrecarga del inversor:

GLOSARIO 141

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encargada de la Campo de paneles: Parte del generador fotovoltaico encargada

ÍNDICE

transformación de la

radiación solar en energía eléctrica. Célula fotovoltaica:

Elemento de la instalación en el que se transforma la energía solar

en energía eléctrica. Cuando los módulos constituyen el tejado o la fachada de la construcción arquitectónica, debiendo garantizar la debida estanqueidad y aislamiento térmico. Cerramiento:

CEM (Condiciones Estándar de Medida): Medida): Condiciones de irradiancia y temperatura en la

célula solar, utilizadas como referencia para caracterizar células, módulos y generadores fotovoltaicos fotov oltaicos y definidas del modo siguiente: – Irradiancia (GSTC): 1.000 W/m 2 – Distribución espectral: AM 1,5 G – Incidencia normal – Temperatura de célula: 25 °C Convertidor continua - continua: Elemento de la instalación encargado de adecuar la

tensión que suministra el generador fotovoltaico a la tensión que requieran los equipos para su funcionamiento. Intensidad de la corriente de un cortocircuito eléctrico cuando éste está cortocircuitado y sin cargas. Corriente de cortocircuito o Intensidad de corriente de cortocircuito:

Dimensionado: Proceso por el cual se estima el tamaño de una instalación solar fotovol-

taica para atender unas necesidades determinadas con unas condiciones meteorológicas dadas. Conversión ersión directa de Efecto Fotovoltaico: Fotovoltaico: Conv

energía luminosa en energía eléctrica.

En el caso de las baterías empleadas en sistemas fotovoltaicos, es una solución diluida de ácido sulfúrico en la que se verifican los distintos procesos que permiten la carga y descarga de la batería.

Electrolito: Electr olito:

Cuando los módulos fotovoltaicos protegen a la construcción arquitectónica de la sobrecarga térmica causada por los rayos solares, proporcionando sombras en el tejado o en la fachada del mismo.

Elementos de sombr sombreado: eado:

Efectividad, eficiencia o rendimiento del módulo: Relación entre la energía útil recogida

y la incidente (disponible) sobre el módulo. Cociente entre la capacidad residual de una batería, en general parcialmente descargada, y su capacidad nominal.

Estado de carga: carga:

Foco: Punto en el que inciden los rayos solares tras su

reflexión o refracción en las super-

ficies o medios correspondientes. 142 ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA: MANUAL DEL PROYECTISTA

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ÍNDICE

Radiación solar directa que pasando a través de áreas acristaladas contribuye al calentamiento del espacio interior. interior. Ganancia solar directa:

Transferencia de energía solar del espacio a calentar, a través de un captador unido a dicho espacio, mediante un medio transmisor de calor. Ejemplos de estos captadores son los muros o techos de almacenamiento térmico. Ganancia solar indirecta:

Energía disipada en el interior del espacio a calentar por las personas o las máquinas en funcionamiento que lo ocupan. Esta energía contribuye a disminuir los requerimientos de calentamiento del espacio. Ganancias internas:

Generadorr fotovoltaico: Asociación en paralelo de Generado

ramas fotovoltaicas.

dispositivoo absorbente o reflectante. Orientable de Heliostato: Sistema que comprende un dispositiv forma tal que la radiación directa incidente es absorbida o reflejada en este último caso en un punto fijo, independiente de la posición del sol, durante las horas de luz diurna. Ángulo que forma el panel fotovoltaico con una superficie perfectamente horizontal o a nivel.

Inclinación:

Instalación Centralizada: Centralizada: Tipo de instalación de electrificación en la que

un único generador fotovoltaico fotovoltaico con sus sistemas de adaptación de la corriente da servicio a un conjunto de viviendas o instalaciones. Tipo de instalación de electrificación en la que cada usuario dispone de su sistema fotovoltaico completo.

Instalación Descentralizada: Descentralizada:

El total de radiación solar que llega a la placa de cubierta del módulo. Comprende las radiaciones difusa, directa y reflejada.

Insolación:

Instalaciones fotovoltaicas interco interconectadas: nectadas: Aquellas que normalmente trabajan en

para-

lelo con la empresa distribuidora. Flujo de radiación solar que incide sobre la unidad de superficie por unidad de tiempo. Se trata de una densidad de potencia. Se mide en kW/m 2. lrradiancia:

Energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo largo de un cierto período de tiempo. Se mide en kWh/m 2.

Irradiación: Irradiac ión:

Elemento capaz de transformar la corriente continua que suministran las baterías o el campo colector en corriente alterna para su uso en los elementos de consumo.

Inversor Inve rsor (con (convertidor vertidor continua – alterna):

Cuando los módulos fotovoltaicos cumplen una doble función, energética y arquitectónica (revestimiento, cerramiento o sombreado) y, además, sustituyen a elementos constructivos convencionales.

Integración Inte gración arquitectónica arquitectónica de módulos fotovoltaicos:

Dispositivoo de corte automático sobre Interruptor automático de de la interconexión: interconexión: Dispositiv

el cual

actúan las protecciones de interconexión. GLOSARIO 143

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ÍNDICE

Interruptor general: Dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar la instala-

ción fotovoltaica de la red de la empresa distribuidora. Línea y punto de conexión y medida: La línea de conexión es la línea eléctrica mediante

la cual se conectan las instalaciones fotovoltaicas con un punto de red de la empresa distribuidora o con la acometida del usuario, denominado punto de conexión y medida. Conjunto de condiciones climáticas que afectan a un área geográfica muy reducida y que difieren apreciablemente de las predominantes en su entorno.

Microclima:

Dispositivo destinado a captar la radiación solar incidente para convertirla, en general, en energía eléctrica.

Módulo Fotovoltaico:

Angulo de desviación respecto al sur geográfico de una superficie. El sur real no debe confundirse con el magnético, del que se diferencia por efecto de la declinación magnética. Orientación:

Potencia máxima del generador (potencia pico):

Potencia máxima que puede entregar el

módulo en las CEM. Potencia especificada por el fabricante, y que el inversor es capaz de entregar de forma continua. Potencia nominal del inversor (VA):

Cociente entre la carga extraída de una batería y su capacidad nominal. Se expresa en porcentaje. Profundidad de descarga (PD):

Emisión y propagación de energía bajo la forma de ondas o de partículas subatómicas.

Radiación:

Radiación difusa: Parte de la radiación solar incidente que procede de todas las direccio-

nes después de su difusión en la atmósfera y eventuales reflexiones en la superficie terrestre. Radiación directa:

Parte de la radiación solar incidente que no sufre ningún cambio de

dirección. Radiación invisible electromagnética de longitud de onda superior al intervalo correspondiente a la luz visible.

Radiación infrarroja:

Radiación electromagnética que transmite calor desde un objeto a otro, sin necesidad de medio material entre ambos, y sin calentamiento del espacio comprendido entre ellos.

Radiación, transmisión de calor por:

Radiación ultravioleta: Radiación invisible electromagnética de longitud de onda inferior

al intervalo correspondiente a la luz visible. Esta parte de la radiación solar interviene en los procesos de deterioro de las superficies expuestas al sol. Rama Fotovoltaica: Subconjunto de módulos fotovoltaicos interconectados en

serie o en asociaciones serie - paralelo con voltaje igual a la tensión nominal del generador. 144 ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA: MANUAL DEL PROYECTISTA

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ÍNDICE

Reflectividad, reflectancia o factor de reflexión: Relación entre la radiación reflejada

por

una superficie y la radiación incidente sobre la misma. Reflectora, superficie: Superficie concentradora basada en la reflexión de la radiación. Reflexión: Cambio de dirección de las ondas luminosas o sonoras que inciden sobre una superficie. Refracción: Cambio de dirección que experimenta la luz al pasar de un medio a otro. Régimen de carga (o descarga): 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 cual 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 I 20 = 5 A. Regulador: Dispositivo encargado de proteger a la batería frente a sobrecargas y sobredescargas. El regulador podrá proporcionar datos del estado de carga. Revestimiento: Cuando los módulos fotovoltaicos constituyen parte de la envolvente de una construcción arquitectónica. Sistema auxiliar: Instalación de energía convencional (no solar) que contribuye a completar la demanda eléctrica total. Sistema solar activo: Sistema que utiliza módulos solares para transformar una parte de la energía solar incidente sobre el edificio en energía eléctrica. Sistema solar pasivo: Sistema que utiliza directamente los componentes de un edificio (por ejemplo: ventanas convenientemente orientadas, muro trombe). Tensión de circuito abierto: Es la diferencia de potencial medida entre dos extremos de un circuito eléctrico, cuando éste está abierto y sin carga. Tensión nominal: Diferencia de potencial específica, para la que se diseña un equipo o una instalación. TONC: Temperatura de operación nominal de la célula, definida como la temperatura que alcanzan las células solares cuando se somete al módulo a una irradiancia de 800 W/m 2 con distribución espectral AM 1,5 G, la temperatura ambiente es de 20 °C y la velocidad del viento de 1 m/s. Voltaje de desconexión de las cargas de consumo: Voltaje de la batería por debajo del cual se interrumpe el suministro de electricidad a las cargas de consumo. Voltaje final de carga: Voltaje de la batería por encima del cual se interrumpe la conexión entre el generador fotovoltaico y la batería, o reduce gradualmente la corriente media entregada por el generador fotovoltaico. Potencia que hace referencia al producto de la tensión de máxima potencia por la intensidad de máxima potencia del módulo fotovoltaico. Watio Pico:

GLOSARIO 145

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ÍNDICE

I.E.S. Virgen de la Encina (Ponferrada - León)

III

Anexo

Simbología

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III

ÍNDICE

Simbología

Símbolo

Descripción

Diodo Fusible Interruptor Varistor Magnetotérmico Interruptor diferencial Interruptor vigilante de tensión y de frecuencia Conexión a tierra Regulador Inversor CC/AA Rectificador CA/CC Convertidor CC/CC

SIMBOLOGÍA 149

IMPRIMIR Símbolo

Descripción

Transformador Módulos fotovoltaicos Batería Motor corriente continua Motor corriente alterna Aerogenerador CC Aerogenerador CA Grupo electrógeno Contador de energía entrada – salida (Importador – Exportador) Contador de energía entrada (Carga Particular) Línea monofásica Línea trifásica


ÍNDICE

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ÍNDICE

I.E.S. Valle del Tiétar (Arenas de San Pedro - Avila)

IV

Anexo

Bibliografía

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IV

ÍNDICE

Bibliografía

• CENSOLAR (Centro de estudios de la energía solar). “Instalaciones de Energía Solar. Sistemas de Conversión Eléctrica”. • CENTRO DE ESTUDIOS DE LA ENERGÍA. “El sol, un viejo conocido”. Ministerio de Industria y Energía. • EREN (Ente Regional de la Energía de Castilla y León). Plan Solar de Castilla y León. Convocatoria 2004. • IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía). “Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Aisladas de Red”. Octubre 2002. • IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía). “Pliego de condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red”. Octubre 2002. • IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía). “Manuales de Energías Renovables. Energía Solar Fotovoltaica”. Octubre 1992. • IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía). “Manuales de Energías Renovables. Energía Eólica”. Octubre 1992. • OLMOS MARTÍN, ELENA. “Integración Arquitectónica de Captadores de Baja Temperatura en la Envolvente de los Edificios”. Proyecto fin de carrera. Valladolid, 2001. • LIBRO VERDE. “Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimiento energético”. Oficina de publicaciones de las comunidades europeas. Luxemburgo, 2001. • GREENPEACE. “Cómo disponer de energía solar fotovoltaica en edificios conectados a la red eléctrica”. 1999. • “Guía de las energías renovables aplicadas a las Pymes”. CEPYME ARAGÓN. • “Building – Integrated Photovoltaic Desings for Commercial and Institutional Structures”. Patricia Eiffert, Ph. D. Gregory J. Kiss.

BIBLIOGRAFÍA 153

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ÍNDICE

• “Optimal Building – Integrated Photovoltaic Applications”. Gregory J. Kiss Jennifer Kinkead. • “Energía Solar Fotovoltaica”. Boixareau Editores (Marcombo). • “Energía Solar Fotovoltaica en la Comunidad de Madrid”. Cámara de Comercio de Madrid. (ASIF). • “Las nuevas energías”. Iberdrola. • “Sistemas de Energía Fotovoltaica”. ASIF. 2002. • “Instalaciones Solares Fotovoltaicas”. E. Alcor. • “Manual del usuario de instalaciones fotovoltaicas”. Colectivo. • “Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica”, Alcor Cabrerizo, E. “ Serie monográfica: Energía solar y ahorro energético”. • “Manual de Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica, Lorenzo E; Kreizinger, A. • Solar Electricity, Roberts, S., Prentice Hall International. Hertfordside (Gran Bretaña), 1991. • Curso sobre fundamentos, dimensionado y aplicaciones de la Energía Solar Fotovoltaica, CIEMAT, Madrid, 1991. • Photovoltaic Tecnologies. The State of the Art. Gillet, G.B.; Munto, D. K.; Kant, W., Seminario y Salón de las Energías Renovables, EURES, Sevilla, 1992.


IMPRIMIR

ÍNDICE

Ubisa (Burgos)

V

Anexo

Direcciones de interés

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V

ÍNDICE

Direcciones de interés

A.V.1. Junta de Castilla y León • CONSEJERÍA DE ECONOMÍA Y EMPLEO Jesús Rivero Meneses, 3 47014 Valladolid. Tel.: 983 41 41 00. Fax: 983 41 13 95 • CONSEJERÍA DE MEDIO AMBIENTE Rigoberto Cortejoso, 14 47071 Valladolid. Tel.: 983 41 99 88. Fax: 983 41 99 66 • DIRECCIÓN GENERAL DE ENERGÍA Y MINAS Avda. Reyes Leoneses, 11 24008 León. Tel.: 987 84 02 56. Fax: 987 84 93 90 • ENTE PÚBLICO REGIONAL DE LA ENERGÍA DE CASTILLA Y LEÓN

- EREN.

Edificio EREN, Avda. Reyes Leoneses, 11 24008 León. Tel.: 987 84 93 93. Fax: 987 84 93 90 http://www.jcyl.es/jcyl-client/jcyl/cee/eren Correo electrónico: [email protected]

DIRECCIONES DE INTERÉS 157

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A.V.2. Entidades Públicas, Centros de Investigación y Universidades • COMISIÓN EUROPEA – Dirección General de Transportes y Energía (TREN). Rue de la Loi, 200 B – 1049 Bruselas Tel.: 32 2 299 11 11 http://europa.eu.int/comm/dgs/energy_transport/index_es • FEDERACIÓN EUROPEA DE AGENCIAS REGIONALES DE ENERGÍA Y MEDIO AMBIENTE - FEDARENE . Rue de Beau – Site, 11 B - 1000 Bruselas. Tel.: 32 2 646 82 10. Fax: 32 2 646 89 75 http://www.fedarene.org • MINISTERIO DE CIENCIA Y TECNOLOGÍA Paseo de la Castellana, 160 28071 Madrid. Tel.: 91 349 49 76/49 61/49 99/49 74. Fax: 91 457 80 66 http://www.mcyt.es Correo E.: [email protected] • INSTITUTO PARA LA DIVERSIFICACIÓN Y AHORRO DE LA ENERGÍA – IDAE Madera, 8 28004 Madrid. Tel.: 91 456 49 00. Fax: 91 555 13 89 http://www.idae.es • CENTRO DE INVESTIGACIONES ENERGÉTICAS, MEDIOAMBIENTALES Y TECNOLÓGICAS - CIEMAT. Avda. Complutense, 22 28040 Madrid. Tel.: 91 346 60 95. Fax: 91 346 64 34 http://www.ciemat.es 158 ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA: MANUAL DEL PROYECTISTA

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• INSTITUTO DE CREDITO OFICIAL – ICO Paseo del Prado, 4 28014 Madrid. http://www.ico.es • INSTITUTO DE ENERGÍA SOLAR Ciudad Universitaria, s/n 28040 Madrid. Tel.: 91 336 72 29. Fax: 91 544 63 41 Correo E.: [email protected] • AGENCIA ENERGÉTICA MUNICIPAL DE VALLADOLID – AEMVA San Benito, 1 47003 Valladolid Tel.: 983 42 63 68. Fax: 983 42 64 80 • AGENCIA PROVINCIAL DE LA ENERGÍA DE ÁVILA – APEA Los Canteros, s/n 05005 Ávila Tel.: 920 20 62 30. Fax: 920 20 62 05 • FUNDACIÓN PARA LA INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO EN AUTOMOCIÓN – CIDAUT

Parque Tecnológico de Boecillo, Parcela 209 47151 Boecillo (Valladolid). Tel.: 983 54 80 35. Fax: 983 54 80 62 http://www.cidaut.es Correo E.: [email protected] • LABORATORIO DE CALIBRACIÓN Y CONTROL ELÉCTRICO Y ELECTRÓNICO DE CASTILLA Y LEÓN

– ASOCIACIÓN LACECAL

Edificio de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales, Paseo del Cauce, s/n 47011 Valladolid. Tel.: 983 42 33 43. Fax: 983 42 33 10 Correo E.: [email protected]; [email protected] DIRECCIONES DE INTERÉS 159

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• CENTRO DE AUTOMATIZACIÓN, ROBÓTICA Y TECNOLOGÍAS DE LA INFORMACIÓN Y DE LA FABRICACIÓN

– CARTIF

Parque Tecnológico de Boecillo, Parcela 205 47151 Boecillo (Valladolid) Tel.: 983 54 65 04. Fax: 983 54 65 21 http://www.cartif.es Correo E.: [email protected] • UNIVERSIDAD DE VALLADOLID Pza. de Santa Cruz, 8 47002 Valladolid. Tel.: 983 42 30 00. Fax: 983 54 65 21 http://www.uva.es Correo E.: [email protected] • UNIVERSIDAD DE LEÓN Avda. de la Facultad, 25 24071 León Tel.: 987 29 16 07. Fax: 987 29 19 39 http://www.unileon.es Correo E.: [email protected] • UNIVERSIDAD DE BURGOS Hospital del Rey, s/n 09001 Burgos Tel.: 947 25 87 36. Fax: 947 25 87 44 http://www.ubu.es • UNIVERSIDAD DE SALAMANCA Patio de Escuelas, s/n 37008 Salamanca Tel.: 923 29 44 00. Fax: 923 29 44 94 http://www.usal.es


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• CENTRO DE ESTUDIOS DE ENERGÍA SOLAR – CENSOLAR Parque Industrial PISA – Edificio CENSOLAR Comercio, 12 41927 Mairena de Aljarafe (Sevilla). Tel.: 954 18 62 00. Fax: 954 18 61 11 http://www.censolar.es Correo E.: [email protected] • CONSEJO RECTOR DE CENTROS TECNOLÓGICOS DE CASTILLA Y LEÓN (AGENCIA DE DESARROLLO ECONÓMICO ) JUNTA DE CASTILLA Y LEÓN Duque de la Victoria, 23 47001 Valladolid Tel.: 983 41 14 20. Fax: 983 41 49 70

A.V.3. Otras direcciones de interés • PORTALENERGÍA http://www.portalenergia.com • PORTALSOLAR http://www.portalsolar.com • REVISTA DE ENERGÍAS RENOVABLES http://www.energiasrenovables-larevista.es • www.pvresources.com • ARQUITECTURA Y CONSTRUCCIÓN http://www.kisscathcart.com

Relación de instaladores y fabricantes en Castilla y León disponible en: http://www.jcyl.es/jcyl-client/jcyl/cee/eren DIRECCIONES DE INTERÉS 161

E-Manual Proyectista FV.pdf

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