FOVOL

Energía solar fotovoltaica 

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Título: Energía solar fotovoltaica 

1ª edición 2018  Autor: M. Carlos Tobajas Edita: Cano Pina, SL

978-84-17119-45-4 ISBN: 978-84-17119-45-4

Producción: Susana Encinas Bodero Diseño de portada:  Sara Martínez Juárez

Í����� Energía solar fotovoltaica  1 Identificación de elementos de las instalaciones de energía solar fotovoltaica  2 Configuración de las instalaciones de energía solar fotovoltaica  3 Montaje de los paneles de las instalaciones de energía solar fotovoltaica  4 Montaje de las instalaciones de energía solar s olar fotovoltaica  5 Mantenimiento y reparación de las instalaciones de energía solar fotovoltaica  6 Conexión a la red de las instalaciones de energía solar fotovoltaica aisladas 7 Casos prácticos  Anexos

������� Dentro de las energías renovables la solar fotovoltaica es la que tiene un auge más considerable, debido al encarecimiento encarecimiento de las energías convencionales convencionales y a los aumentos de la contaminación. La energía solar fotovoltaica se subdivide en dos partes una es la fotovoltaica aislada y la otra la fotovoltaica por conexión a la red general de la compañía eléctrica. El libro se divide en 7 temas, contando el último con 4 casos prácticos a modo de compresión de la teoría explicada. El primer tema está dedicado a los tipos de placas solares fotovoltaicas y a sus conexiones y configuraciones. También se detallan los demás componentes como los reguladores, acumuladores y convertidores. El segundo está dedicado a la configuración de las instalaciones solares fotovoltaicas, a la radiación solar con sus unidades y a la orientación e inclinación de los paneles solares. También se efectúan cálculos para la determinación del número de paneles solares y baterías. Para Para terminar, terminar, se hace hincapié en las caídas de tensión de los cables eléctricos con respecto a la sección del conductor, y se acaba con la simbología y su aplicación en esquemas. Posteriormente se aborda el montaje de los paneles solares y su estructura de sujeción, con el cálculo elemental de esfuerzos. Se detallan detallan los tipos de materiales empleados para la sujeción sujeción de paneles, los sistemas de seguimiento solar y su motorización según el número de ejes que tenga el sistema. A continuación se estudian los sistemas de integración arquitectónica y urbanística. El cuarto tema comenta el montaje de los elementos fundamentales de las instalaciones solares, detallándose las características de ubicación de las baterías y su conexión. También se observa el conexionado de la instalación con sus esquemas y por último se detalla la conexión a tierra de los elementos. El quinto tema está dedicado a las tareas de mantenimiento de las instalaciones solares, se explican los instrumentos necesarios para estas tareas, así como la revisiones pertinentes, también se explican los métodos métodos para la conservación y comprobación de los reguladores reguladores y convertidores con sus tipos de averías más frecuentes. El sexto tema introduce la reglamentación de las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a red eléctrica, considerando la solicitud de conexión eléctrica, el punto de conexión, protecciones, tomas de tierra, armónicos, verificaciones y las medidas de consumo. El séptimo completa el libro con el desarrollo de cuatro casos prácticos. Por último quiero agradecer a todas las personas que me han ayudado a efectuar este libro, con especial mención a los instaladores de energía solar fotovoltaica que me han informado del desarrollo de este tipo de instalaciones solares, y amigos colaboradores los cuales me han apoyado y ayudado en el desarrollo del mismo. El autor

 Identificación de elementos de las instalaciones de energía solar fotovoltaica 

1

Contenidos 1.1 Tipos de paneles 1.2 Placa de características 1.3 Sistemas de agrupamiento y conexión de paneles 1.4 Tipos de acumuladores 1.5 Regulador Reguladores es 1.6 Convertidores Cuestiones Ejercicios propuestos

Índice

Identificación de elementos de las instalaciones de energía solar fotovoltaica 

Tema 

1

El aprovechamiento de la energía solar fotovoltaica se realiza por medio de un semiconductor s emiconductor que transforma parte de la energía recibida en corriente continua.

P

Este semiconductor se denomina célula solar y consiste en un material al que artificialmente se le han creado dos regiones, una que podríamos considerar cargada positivamente (P) – en realidad huecos – y otra negativa negativa (N) – exceso de electrones –. La unión de ambos materiales (P, N), al ser expuestos a la radiación solar, produce una circulación de electrones y al conectar una carga se establece una corriente continua.

N

carga 

Fig. 1.1 Semiconductor

Una instalación fotovoltaica está compuesta por: Placa o captador solar s olar fotovoltaico. Regulador.  Acumulador o batería. Convertidor o inversor. inversor. Elementos para el conexionado y puesta de funcionamiento. ▪

▪

▪

▪

▪

Convertidor c.c./c.a. c.c. c.a. Regulador

Convertidor c.c./c.c. c.c.

Paneles solares

Consumos en c.a.

c.c.

Consumos en c.c.

Batería 

Fig. 1.2 Composición de una instalación solar fotovoltaica fotovoltaica aislada 

1.1 Tipos de paneles

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Su función es captar la energía radiante solar y transformarla en energía eléctrica. Un panel solar está compuesto por un número variable de células solares, entre 31 y 36, conectadas eléctricamente en serie, del número de células depende el voltaje de salida; el fabricante es el que decide el número mínimo para garantizar la l a carga efectiva del banco de baterías.

La superficie del panel oscila entre 0,5 y 1,3 m 2, donde las células están ensambladas ensambladas entre dos estratos, uno superior de cristal de silicio y otro inferior de material plástico. Estos dos productos se colocan en un horno de alta temperatura resultando un bloque único laminado, donde se añaden marcos que normalmente son de aluminio. 2

5

1

4

1. Policristalino Policristalino 2. Monocristalino 3. Monocristalino alta eficiencia  4. Silicio amorfo 5. Silicio amorfo semitransparente

3

Fig. 1.3 Tipos de células fotovoltaicas

1.1.1 Fabricación de células solares La célula solar está formada por la unión de dos materiales semiconductores de silicio dopado (impurezas en el silicio), uno tipo N y otro tipo P haciendo la unión P-N o unión diodo. Al incidir la luz solar aparece un campo eléctrico desde la zona N, donde están los electrones libres, hasta la zona P, donde existen los huecos, aunque dentro del semiconductor las cargas están compensadas, aparecen polaridades localizadas en la interfase unión P-N. El proceso de fabricación de las células solares de silicio lo podemos dividir en tres grandes etapas:

Obtención del silicio de alta pureza. Este se obtiene a partir del óxido de silicio, SiO 2, básicamente cuarzo, que es muy abundante en la naturaleza y, por ello, el abastecimiento está asegurado. El problema es que tiene que ser de gran pureza, semejante al utilizado en la industria electrónica. Actualmente se está trabajando con silicio de menor pureza para la fabricación de células solares, obteniendo como resultado un menor coste.

▪

Obtención de obleas. Utilizando como materia prima polvo de silicio de alta pureza se hace crecer el monocristal monoc ristal hasta obtener una pieza cilíndrica de diámetro variable entre 2 y 20 cm, con longitud alrededor de 1 m. La barra de silicio se corta mediante sierras especiales produciendo obleas de espesor aproximado de 300 µm. En esta etapa hay una pérdida de material de aproximadamente un 60% en forma de serrín. Actualmente existen otras formas más eficientes de cortado de la barra. ▪

Procesado de la oblea . Para obtener finalmente la oblea, esta sufre un proceso que consiste de los siguientes pasos: 9 Pulido. 9 Formación de unión P-N. 9 Decapado y limpieza. 9 Capa antirreflectante. 9 Fotoligrafía para formación de contactos. 9 Material para soldadura de electrodos. 9 Limpieza del decapante.

▪

La formación de la unión P-N es la etapa más crítica de todo el proceso de fabricación, debido a que el buen funcionamiento de la célula solar depende en gran medida de una buena unión P-N. Por otro lado, una adecuada capa antirreflectante también es necesaria, ya que una superficie de silicio bien pulida puede llegar a reflejar hasta el 34% de la radiación de onda larga y un 54% si es de onda corta. Fig. 1.4 Célula fotovoltaica policristalina 

Como se puede observar, la fabricación de células solares sol ares es muy compleja. La materia prima es la arena común (SiO 2), a la que se le extrae el oxígeno que contiene y donde el silicio resultante sufre un complejo proceso de purificación y se transforma en plaquitas de silicio fotovoltaico, posteriormente, se efectúan las operaciones físico-químicas de formación del circuito eléctrico interno y de formación de electrodos metálicos anteriormente descritos. Por último, se encapsula y se forman los módulos o paneles. En la Fig. 1.5   se detalla gráficamente el proceso de fabricación: Cuarcita  Silicio de grado semiconductor Policristalino

Monocristalino

Obleas Células

Módulos fotovoltaicos

Fig. 1.5 Proceso de elaboración de células solares

Los tipos de paneles solares que actualmente están en el mercado son: paneles solares monocristalinos, policristalinos, amorfos, de sulfuro de cadmio y sulfuro de cobre, de arsénico de galio y bifaciales.

Paneles solares monocristalinos:   proporcionan el rendimiento más elevado, alrededor del 20% en la fabricación en serie y un 24% en modelos de laboratorio. Se obtienen de silicio puro fundido y dopado con boro, su inconveniente es que tienen un precio medio alto. Por Por su rentabilidad energética son las placas pl acas más utilizadas. ▪

Paneles solares policristalinos: proporcionan un rendimiento entre 12 y 14%, tienen un espesor reducido de varias micras. Se diferencian de los paneles monocristalinos en que son de forma cuadrada, esto hace que se aproveche mejor el espacio entre las células que componen el panel solar, también se tendrá en cuenta que el coste por panel es menor, ya que se aplica menos silicio en su fabricación y su proceso es menos complicado.

▪

Paneles solares amorfos: proporcionan un rendimiento inferior al 10%, tienen como ventaja su maleabilidad. Actualmente se instalan en tejados (tejas solares) y superficies de edificios de oficinas donde se aplica en tamaños considerables por su adaptabilidad. Ser extremadamente delgados y económicamente rentables hace que tengan un futuro muy prometedor. ▪

Fig. 1.6 Tejado con panel solar amorfo

Paneles solares de sulfuro de cadmio y sulfuro de cobre: tienen como ventaja que su proceso de fabricación es fácil porque se utiliza poco material activo. Los rendimientos máximos obtenidos en laboratorio no superan el 10%, que quedan reducidos a la mitad cuando llegan a la actividad industrial. Otro problema radica en que estas células se degradan con el paso del tiempo, pero se continúa estudiando, porque los precios pueden ser muy competitivos debido a su bajo coste. ▪

Fig. 1.7 Paneles solares fotovoltaicos Fuente: ATERSA 

Paneles solares de arsénico de galio: son los más indicados para la fabricación de paneles, ya que su rendimiento teórico alcanza límites cercanos al 27–28% en su versión monocristalina. Pero Pero presentan el inconveniente de la escasez de material, lo que encarece mucho la materia prima. Como característica satisfactoria tienen un coeficiente elevado de absorción, lo que hace que con poco material se obtenga una eficacia elevada. ▪

Paneles solares de diseleniuro de cobre en indio: tienen unos rendimientos en laboratorio próximos al 17% y en módulos comerciales del 9%.

▪

Paneles Paneles solares de teluro de cadmio:  su rendimiento en laboratorio es del 16% y en módulos comerciales del 8%. Paneles solares híbridos: combinación entre panel solar fotovoltaico y panel solar térmico. Se trata de refrigerar las células fotovoltaicas por medio de agua, que a su vez, por medio de un acumulador, podemos utilizar como agua caliente sanitaria. ▪

▪

1.2 Placa de características

 volver  vol ver

Todo panel solar fotovoltaico fotovoltai co tiene una placa donde se especifican sus características, que pueden ser físicas y eléctricas.

Fig. 1.8 Panel solar. Fuente: ATERSA 

Para el estudio de las características de los módulos solares fotovoltaicos hemos elegido el módulo solar A-135P de la marca Atersa, que está compuesto por 36 células policristalinas. A continuación vamos a estudiar sus características físicas, así como sus parámetros eléctricos.

1.2.1 Características físicas Cubierta exterior Tiene una función protectora, ya que padece la acción de los agentes atmosféricos. Se utiliza un vidrio templado que presenta una buena protección contra los impactos, respetando una excelente transmisión a la radiación del espectro solar, su espesor es de unos 4 mm. Las pruebas a las que ha sido sometido el módulo son: 200 ciclos de frío–calor de –40 a +85ºC. Resistencia al granizo consistente en una bola de 25,4 mm de diámetro a una velocidad de 82 km/h, 11 veces sobre la placa solar. ▪

▪

Encapsulante Encargado de la protección de las células solares y de las conexiones. El material que normalmente se utiliza es el EVA (Etil-vinilo-acetileno), que proporciona una excelente transmisión de la radiación solar, comportándose muy favorablemente en la degradación por medio de las radiaciones ultravioletas.

Parte posterior Está formada por materiales acrílicos del del tipo TELDAT TELDAT o EVA EVA y protegen al panel de la humedad suele ser de color blanco para favorecer el rendimiento del panel solar. solar.

Marco soporte Parte Parte donde se sujeta sujeta la placa solar, solar, generalmente es de aluminio anodizado anodizado o acero inoxidable, suelen tener una toma de tierra para la conexión equipotencial, y taladros para la inserción en la estructura donde se sujetará.

Garantía  La que ofrece el fabricante según catálogo es de 25 años sobre la potencia de salida y de 3 años sobre los defectos de fabricación.

cristal de vidrio templado etil-vinilo-acetato (EVA) (EVA) células de alto rendimiento

marco de aluminio pintado lámina superior etil-vinilo-acetato (EVA) (EVA) caja de conexiones IP-54 (con diodos de protección)

Fig. 1.9 Características físicas panel solar fotovoltaico. Fuente: ATERSA 

1.2.2 Parámetros eléctricos Los parámetros característicos eléctricos según catálogo, que ofrece el panel solar fotovoltaico  A-135 P son los siguientes: Características eléctricas para radiación de 1.000 W/m2 Potencia (W en prueba ± 5%) Número de células en serie Eficiencia del módulo

 A-135P 135 W   36 13,88%

Corriente punto de máxima potencia (Imp)

7,58 A

 

Tensión punto de máxima potencia (V mp)

1 7 ,8 2 V

 

Corriente en cortocircuito (Isc)

8,23 A

 

Tensión en circuito abierto (V  ( V oc)

22,38 V

 

Coeficiente de temperatura de Isc (a)

0,08%/ ºC

Coeficiente de temperatura de V oc (b)

–0,32%/ ºC

Coeficiente de temperatura de P (g)

–0,38%/ ºC

Máxima tensión del sistema 1.000 V  Características físicas Dimensiones (mm) 1.476 # 659 # 35 Peso (aproximado) 12,80 kg   Especificaciones eléctricas medidas en STC.TONC: 47 ± 2ºC Los datos contenidos en esta documentación están sujetos a modificación sin previo aviso

Tabla 1.1 Características del panel solar fotovoltaico. Fuente: ATERSA 

El módulo solar está formado por un número de células en serie de 36 células y cada célula tendrá una tensión en circuito abierto de: V cel

=

V oc

22, 38

36 células

=

36

=

0, 62 V 

Eficiencia del módulo, corresponde al rendimiento máximo que nos proporciona el modulo: eficiencia  =

potencia má xima  potencia poten cia radiaci radiación solar solar

=

135 1.000

#

100 = 13,5 ,5% %

El panel solar fotovoltaico A-135P es un módulo formado por silicio del tipo policristalino, pol icristalino, del que se obtienen 135 W cuando el sol nos proporciona una radiación de 1.000 W/m 2 como observamos en las de características eléctricas del panel solar, solar, puede variar en un ±5%. ±5%. En la figura siguiente se observa la curva característica del módulo solar y describe el punto de máxima potencia o W p (vatio pico) que corresponde al producto:  Wp = Imp # Vmp

=

7, 58 58 # 17, 82 82 = 135, 07 07 W p

CURVA I-V (a 25ºC y 1 kW/m2) 9,00  W p

8,00 7,00 6,00 5,00 4,00         d      a         d        i      s      n      e      t      n        I

3,00 2,00 1,00 0,00

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24 Tensión

Fig. 1.10 Curva característica A-135P. Fuente: ATERSA 

Se define como corriente máxima, cuando el módulo fotovoltaico está en cortocircuito y tiene un valor máximo de: ISC = 8,23 A

!

En las características de otros fabricantes la I SC equivale a I CC o Imáx 

La tensión máxima que nos proporciona el módulo fotovoltaico es cuando está en circuito abierto y tiene valor máximo de: V OC = 22,38 V 

!

En las características de otros fabricantes la V OC equivale a V máx 

También tenemos un concepto teórico que es el Factor de Forma (FF), es útil para medir la forma de la curva definida por las variables I y V. FF =

Imp # V mp ISC # V OC

=

7,5 ,58 8 # 17,8 ,82 2 8,2 ,23 3 # 22,3 ,38 8

=

135, 075 184, 187

=

0,73

Se observa que el valor de FF está entre el 0,7 y el 0,8, es un valor aceptable. El FF es un parámetro de gran utilidad práctica, ya que nos ofrece la evaluación de las placas en el caso de comparación entre varias placas solares fotovoltaicas. Todas las medidas de los coeficientes de temperaturas se realizan en condiciones estándar de medida en laboratorio esto es la TONC. La TONC es la Temperatura de Operación Nominal de la célula considerando las STC (Condiciones estándar de prueba) siguientes: ▪

▪

Irradiancia: 800 W/m 2 Distribución espectral de AM = 1,5 ( Air Mass ) o masa de aire

▪

Coeficiente de temperatura de I sc: 8,23 V (0,08 %/ °C)

▪

Coeficiente de temperatura de V oc: 22,38 A (-0,32 %/ °C)

▪

▪

▪

Coeficiente de temperatura de P: 135 W (-0,38 %/ °C) Temperatura: 20ºC Velocidad del viento: 1 m/s

Debemos tener en cuenta sobre la TONC y las STC, que tanto una como la otra son mediciones medias de temperaturas ambiente a lo largo de 12 meses. En el caso del panel solar fotovoltaico que estamos referenciando se toma la temperatura media ambiente de 20ºC, ahora bien, en el caso de que la temperatura media ambiente fuese superior a la indicada, el rendimiento del panel disminuiría, en el caso contrario, aumentaría.  A raíz de este comentario, podemos afirmar que el panel solar fotovoltaico fotovoltaico tendrá un un mayor rendimiento en temporadas de bajas temperaturas por debajo de 20ºC (aunque tendremos menor radiación solar) y, en cambio, en temporadas con temperaturas altas mayores que 20ºC el rendimiento será inferior (por supuesto, tendremos mayor radiación solar). Esto a simple vista parece una compensación de rendimientos, pero en realidad es la mayor radiación y más horas con sol, la que hace obtener más energía eléctrica.

1.3 Sistemas de agrupamiento y conexión de paneles

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Como norma general nunca conectaremos entre sí módulos de distintas características ni de distintos fabricantes. Para el conexionado tenemos tres posibilidades: ▪

▪

▪

Conexionado en paralelo. Conexionado en serie. Conexionado mixto (serie-paralelo).

En el conexionado en paralelo se conectan entre sí todos los polos positivos y todos los negativos. En el conexionado en serie la conexión se hace del polo positivo de uno al negativo del siguiente. En el conexionado mixto (serie-paralelo), intervienen ambos conexionados pero teniendo en cuenta que los conjuntos interconectados en serie y en paralelo deben tener las mismas características, es decir, tener el mismo número de módulos y estar conectados de igual forma. +

+

Paralelo -

-

+

+

Serie -

+ -

-

+

+

-

-

Serie

+

+

Paralelo -

-

Fig. 1.11 Conexionados de los paneles fotovoltaicos. Fuente: ATERSA 

La tensión total en los módulos conectados en paralelo será la misma que la de un módulo: VTM

=

V módulo

La intensidad total en módulos conectados en paralelo será s erá la suma de la intensidad de cada módulo: I TM

=

Imódulo1 + Imódulo2 + ImóduloN

La tensión total en módulos conectados en serie será la suma de la tensión de cada módulo: VTS

=

Vmódulo1 + Vmódulo2 + VImóduloN

La intensidad total en módulos conectados en serie será la misma de cada módulo: I TS

=

I módulo

La tensión total y la intensidad total en módulos conectados en mixto (serie-paralelo) dependerán de los módulos conectados en serie y en paralelo, como norma general será: VTS = número de paneles en serie # V  I TP = número de paneles en para rallelo # Imódulo

Ejemplo 1.1 Tenemos que conectar 4 módulos solares fotovoltaicos cuyas características son las siguientes: Potencia: 75 W p Tensión: ensión : 12 V  Intensidad: 4,4 A  1º Efectuar el conexionado para obtener la máxima tensión. 2º Efectuar el conexionado para obtener la máxima intensidad. 3º Efectuar el conexionado para extraer una tensión de 24 V y la máxima intensidad posible. ▪

▪

▪

1º Por lo expuesto anteriormente para obtener la máxima tensión se realizará en serie: V TS = V módulo1 + V módulo2 + V módulo3 + V módulo4 V TS = 12 + 12 + 12 + 12 = 48 V  Siendo la intensidad total de los módulos conectados en serie: I TS = Imódulo → ITS = 4,4 A  12 V  4,4 A 

12 V  4,4 A 

+

+

-

12 V  4,4 A 

12 V  4,4 A  +

+

-

-

-

48 V  4,4 A 

-

+

2º  Para aprovechar la máxima intensidad el conexionado será en paralelo, aplicando la fórmula anteriormente descrita tenemos: ITM = Imódulo1 + Imódulo2 + Imódulo3 + Imódulo4 ITM = 4,4 + 4,4 + 4,4 + 4,4 = 17,6 A  Siendo la tensión total de los módulos conectados en paralelo la de uno de ellos. V TM = V módulo V TM = 12 V  12 V  4,4 A  + -

12 V  4,4 A  + -

12 V  4,4 A  + -

12 V  4,4 A  + -

12 V  17,6 A 

3º El conexionado vendrá dado por la instalación de los módulos solares en mixto (serieparalelo), siendo la tensión de los módulos conectados en serie: V TS = números de paneles en serie # V = 2 # 12 = 24 V

ITP

Siendo la intensidad total de los módulos conectados en paralelo: = números de paneles en paralelo # Imódulo = 2 # 4,4 = 8,8 A  12 V  4,4 A 

12 V  4,4 A  + -

12 V  4,4 A 

+

-

12 V  4,4 A 

+

24 V  8,8 A  + -

-

1.3.1 Problema del punto caliente Se dice que hay un punto caliente en un panel solar fotovoltaico cuando una de sus células (o paneles o conjunto de ellas) está averiada o bajo sombra. En estas condiciones, los reajustes de tensiones que se originan pueden dar una corriente superior a la fotocorriente de la célula averiada, invirtiendo su funcionamiento, o sea, de elemento generador a consumidor. consumidor. Esta corriente puede originar el calentamiento de la célula, pudiendo llegar a deteriorarla e incluso a inutilizar el panel o conjuntos de estos. Para evitarlo, se conectarán diodos de bloqueo o bypass  en   en paralelo con grupos de células conectadas en serie, estos permiten el paso de corriente de otros grupos en una misma dirección e impidiendo el paso en sentido contrario. Estos dispositivos son siempre necesarios si la tensión de funcionamiento es superior a 24 V. V. -

Negativo

+

Positivo

-

+

Fig. 1.12 Conexión de diodo de bloqueo ( bypass ) en módulos fotovoltaicos

1.4 Tipos de acumuladores

 volver  volv er

Dentro de un sistema solar fotovoltaico fotovoltaico el acumulador acumulador eléctrico o batería batería es la encargada de almacenar la energía eléctrica que produce la placa solar fotovoltaica una vez que la radiación solar haya incidido en dicha placa solar. solar. El término de acumulador o batería tiene el mismo significado, en cambio, entendemos como pila a un sistema que produce energía eléctrica sin poderse recargar, normalmente se denominan pilas secas debido a su composición. c omposición. Los acumuladores o baterías en razón de uso, pueden ser: Estacionarios, que están destinados a permanecer fijos en un determinado lugar y tienen corrientes permanentes, y no están obligados a producir corrientes elevadas en periodos cortos de tiempo. automóvil, que estarán previstas para suministrar una De arranque, tipo baterías de automóvil, cantidad elevada de energía eléctrica en un espacio breve breve de tiempo (segundos). La diferencias físicas está en el tamaño de sus placas, mientras que en los acumuladores de arranque las placas son más gruesas, gr uesas, en los estacionarios son más finas; la vida útil es mayor en un acumulador o batería estacionaria. ▪

▪

Para Para nuestro estudio los acumuladores que interesan son los estacionarios. Tipo de acumuladores o batería según su composición: Batería de plomo-ácido. Batería de plomo-antimonio. Batería de plomo-calcio. Batería de ciclo profundo gelatinosa. Batería de níquel-cadmio. Batería de níquel-hidruro metálico. Baterías herméticas. Baterías monoblock. ▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

1.4.1 Batería de plomo-ácido Tipo de batería más utilizado debido a su bajo coste. Está formada por dos electrodos de plomo (Pb) y ácido sulfúrico (SO4 H2) como electrolito, todo ello en una solución de agua destilada. Cuando la batería está cargada el electrodo positivo tiene un depósito de dióxido de plomo (PbO2) y el electrodo negativo es plomo. Al descargarse la reacción química, tanto la placa positiva como la negativa, tienen un depósito de sulfato de plomo (PbSO 4), produciéndose la siguiente transformación en el interior del acumulador:   Descarga  PbO2 + Pb + 2SO4H2

  Carga 

2SO4Pb + 2H2O

Se puede afirmar que el acumulador es un verdadero transformador de energía, ya que transforma la energía química en energía eléctrica y viceversa: Electrolito 1º 2º 3º 4º 5º

Máximo ácido sulfúrico Mínimo agua  Decrece el ácido  Aumenta el agua  Mínimo ácido Máximo agua   Aumenta el ácido decrece el agua  Máximo ácido sulfúrico Mínimo agua 

Placa positiva

Placa negativa

Plomo esponjoso

Dióxido de plomo

Resultado

Decrece el plomo aumenta Crece el dióxido de plomo el sulfato de plomo aumenta el sulfato de plomo Mínimo de dióxido de Mínimo plomo plomo máximo sulfato de Máximo sulfato de plomo plomo  Aumentando el plomo  Aumentando dióxido decreciendo el sulfato decreciendo el sulfato Plomo esponjoso

Batería cargada  Batería descargándose

Dióxido de plomo

Batería descargada  Batería cargándose Batería cargada 

Tabla 1.2 Secuencia de carga y descarga en acumuladores o baterías  Tapón de  Ánodo ventilación

 Ánodo

Cátodo

 Tapón de ventilación

Cátodo

 Nivel del Electrolito Dióxido  de Pb

Pb  Alta densidad

Sulfato de Pb

Batería cargada

Baja densidad

Sulfato de Pb

Batería descargada  

Fig. 1.13 Estados de un acumulador-batería 

1.4.2 Batería de plomo-antimonio (Pb-Sb) Batería de placas tubulares , es la más utilizada en instalaciones medias o grandes, admite descargas moderadamente altas, aunque, como todos los acumuladores, su vida depende de la profundidad de sus descargas. Para una vida de 10 a 15 años lo ideal es mantener una profundidad de descarga del 30%, también es posible llegar a una profundidad de descarga mayor del 80%, pero no es recomendable ya que acortaría su duración. Están formadas con celdas de polipropileno translúcido de 2 V, V, uniéndose en elementos en serie hasta llegar a 12 o 24 V, la conexión queda bien fijada gracias al atornillado entre las celdas.

1.4.3 Batería de plomo-calcio (Pb-Ca) La batería más batería más apropiada para instalaciones pequeñas, no necesitan mantenimiento y tienen una autodescarga baja, aunque no aguanta descargas superiores al 40%, siendo la capacidad utilizable la mitad. Su forma es como las baterías de automóviles, tienen una estructura del tipo monoblocks, se pueden transportar transpor tar fácilmente, su precio es aceptable y, y, por tanto, son bastante utilizadas en pequeñas instalaciones.

1.4.4 Batería de ciclo profundo gelatinosa  Es una batería o acumulador del tipo Pb-ácido, donde el electrolito no es líquido, es gelatinoso. Su coste es alrededor de tres veces mayor que las del electrolito líquido. Tiene características técnicas que la hacen muy útil en aplicaciones especializadas. Como ventaja con respecto a las de plomo-ácido es que no requieren ventilación exterior durante el proceso de carga, siendo toda ella de tipo hermético, disminuyendo el riesgo en su manejo y es una solución ideal para instalaciones marinas (boyas, embarcaciones). Tampoco necesitan mantenimiento (agregado de agua) y por tanto se pueden utilizar en instalaciones con poca o nula supervisión como: señalización en carreteras, iluminación de carteles, repetidores. Pueden obtenerse versiones de de 6 y 12 V siendo su autodescarga semanal entre 1,1% 1,1% a temperatura de 25ºC y 3% a temperatura de 40ºC.

1.4.5 Batería de níquel-cadmio (Ni-Cd) Está compuesta por un proceso electroquímico, basado en que la placa positiva, está formada por hidróxido de níquel, y la negativa por hidróxido de cadmio. Estas placas se encuentran bañadas en un electrolito, donde hay una disolución acuosa de hidróxido potásico con otros elementos. Como las baterías de plomo-ácido, estas también se dividen por elementos de 1,2 V; por tanto para formar una batería de 12 V necesitamos 10 elementos puestos en serie. Durante la descarga de la batería, el oxígeno pasa de la placa positiva a la negativa, dando lugar al óxido de cadmio. Es durante la carga cuando el oxígeno vuelve a pasar de la placa negativa a la positiva. Al contrario de las baterías de plomo ácido, el electrolito solo actúa de conductor, conductor, no siendo peligroso por no producir sulfatación.

1.4.5.1 Propiedades Propiedades de los acumuladores de níquel-cadmio Los acumuladores de níquel-cadmio tienen las propiedades siguientes: Soportan descargas más elevadas que las demás baterías.  Ahorro considerable de capacidad de baterías. La tensión por elemento se mantiene más estable. Su vida es más larga. Pueden resistir temperaturas más bajas. Soportan cortocircuitos fortuitos sin deteriorarse. Soportan la falta de agua, funcionando de nuevo cuando se añade. Su inconveniente principal es el precio, que puede llegar a superar tres veces el equivalente en plomo-ácido. ▪

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▪

▪

1.4.6 Batería de níquel-hidruro metálico (Ni-MH) Tiene un electrodo de níquel (Ni), el otro electrodo es de una aleación de hidruro, es menos contaminante que el cadmio (Cd). Tiene el inconveniente de una autodescarga mayor que las de níquel-cadmio, su uso en instalaciones solares fotovoltaicas es muy limitado.

1.4.7 Baterías herméticas Cuando los consumos son bajos, o los tiempos de duración entre carga y descarga son pequeños, se pueden utilizar baterías herméticas. Estas baterías pueden ser de plomo-ácido o de níquel-cadmio y tienen las siguientes ventajas respecto a las anteriores: No existe peligro de pérdida del electrolito. Mantenimiento nulo. Funcionan en cualquier posición. No emiten gases. Trabajan en un rango de temperatura mayor. Resiste mejor los choques fortuitos. Como desventaja presentan una vida discreta, unos 1.700 ciclos a 30% de descarga. En el mercado se pueden encontrar en diversos formatos 2, 4, 6, 12 V, según sea monoblocks o de plomo, las capacidades oscilan desde 0,5 a 300 Ah. ▪

▪

▪

▪

▪

▪

Fig. 1.14 Tipos de acumuladores. Fuente: ATERSA 

1.4.8 Baterías monoblocks Las baterías tipo monoblock se utilizan en pequeñas instalaciones fotovoltaicas donde la relación calidad precio tiene que ser equilibrada. Sus placas están reforzadas con rejilla y aislamiento especial, son de una aleación plomo-antimonio que tiene una pérdida de agua muy reducida, tiene hasta una capacidad de 250 Ah y se pueden agrupar fácilmente.

1.5 Reguladores

 volver  vo lver

La misión fundamental de un regulador es evitar las sobrecargas y descargas excesivas en los acumuladores, que producirían daños irreversibles, también asegura que el sistema trabaja con máxima eficacia. La tensión que nos proporcionan los módulos solares fotovoltaicos ha de ser siempre mayor que la tensión nominal de las baterías, debido a que: Con mayor temperatura, la tensión decrece. La tensión en la batería debe ser mayor para que esta pueda ser cargada correctamente. Para poder regular la carga y descarga de las baterías es necesaria la utilización de un regulador, regulador, este, gracias a la simplicidad del equipo, reduce sustancialmente el mantenimiento y hace que las averías en el sistema fotovoltaico fotovoltaico sean muy escasas. ▪

▪

1.5.1 Tipos de reguladores Esencialmente existen dos tipos de reguladores: ▪

Regulador shunt o paralelo.

Regulador serie.  Aunque la misión de los dos es la misma, se diferencian en la forma de trabajo, en el funcionamiento y, por supuesto, en el precio. A grandes rasgos diremos que el regulador shunt se utiliza para instalaciones pequeñas, y el regulador serie para instalaciones donde se aplican intensidades más elevadas. ▪

Paneles fotovoltaicos

Paneles fotovoltaicos

- +

- +

- +

- +

- +

- +

- +

- +

- +

- +

- +

- +

- +

- +

- +

- +

Regulador controlador

Regulador controlador  Acumulador

 Acumulador

Carga 

Carga 

Fig. 1.15 Reguladores paralelo y serie

1.5.2 Descripción Todos los reguladores suelen disponer de: amperímetro, voltímetro, alarma por baja tensión, sensor de temperatura que regula automáticamente el valor máximo de la tensión de carga, también tienen un diodo de bloqueo que facilita el paso de la corriente en el sentido panel a batería, este diodo impide por las noches, cuando la generación no es favorable y la tensión de la batería es mayor que la del panel, que la corriente corr iente de la batería vaya al panel, produciendo su descarga. Este diodo puede suponer una caída de tensión al panel de 0,5 a 1 V, por esta razón es conveniente diseñar los paneles de forma que produzcan mayor tensión. Los reguladores de serie no necesitan diodo de bloqueo, ya que el circuito queda interrumpido cuando las condiciones son desfavorables. Otra característica de los reguladores es que controlan el nivel de carga de las baterías, tanto en el nivel bajo (denominado de seguridad) como en el alto (máxima carga de la batería), protegiendo, por tanto, dicho elemento. En el nivel bajo suelen emitir un sonido para anunciar tal contingencia además de iluminarse un �led», normalmente de color rojo. En el nivel alto (máxima carga), depende del fabricante, pero por lo general cuando la carga de la batería alcanza entre el 80 y 90% de su carga máxima se producen microcortes en el proceso de carga, a fin de evitar el sobrecalentamiento de la batería y producir una carga real completa y no dañar a la misma. En los microcortes la energía se disipa mediante iones que envía al ambiente, por ello es aconsejable que el lugar donde se instalen las baterías esté bien ventilado.

1.5.3 Regulador shunt (paralelo) Este regulador está basado en la disipación por calor de la energía sobrante, es decir, decir, una vez que la batería está cargada si el panel fotovoltaico sigue dando energía eléctrica esta no puede guardarse y por medio de un circuito de control hace que se disipe, gracias a un sistema dotado de diodo Zener y disipador de calor. También puede darse el caso que sea de noche, por tanto el panel fotovoltaico ya no produce energía eléctrica, pero la batería está cargada, y para que no ceda electricidad al panel fotovoltaico, dispone de un diodo de bloqueo, que ofrece una resistencia considerable al paso contrario de la corriente corr iente (corriente inversa). Estos reguladores resultan razonables en sistemas solares pequeños, pero con los grandes sistemas se requieren disipadores térmicos de grandes proporciones, produciendo unos costes muy elevados, una pérdida de energía considerable y problemas p roblemas de fiabilidad.

1.5.4 Regulador serie En este aparato la regulación se efectúa por medio de un sistema de desconexión automática de los módulos fotovoltaicos, en definitiva, este equipo es equivalente a un desconectador automático de batería, formado por un interruptor, que proporciona muy baja resistencia cuando la batería está cargando, y un circuito abierto cuando la batería está plenamente cargada. La ventaja principal de este sistema es que el regulador no disipa nada de energía, por tanto, la única potencia que se consume es la de mando y control. Normalmente una sola unidad es capaz de funcionar en cualquier sistema de trabajo con tensiones de 12, 24, 48 V. Esto se consigue gracias a un sistema de regulación interna, que hace que el relé tenga la apertura del sistema mediante el nivel de tensión indicado. Los equipos que constan en este sistema son: ▪

▪

▪

Un relé mecánico. Circuitos de detección. Circuitos para proteger los contactos del relé (diodo varistor). Circuito protector del contacto

Carga 

Circuito de control Módulo fotovoltaico

Batería 

Fig. 1.16 Descripción Descripció n de un regulador serie

1.5.5 Funcionamiento Cuando la tensión en los bornes de la batería alcanza, durante la carga, el nivel establecido, los circuitos que controlan el relé abren el interruptor, por tanto, dejan la batería desconectada del módulo fotovoltaico. Una Una vez que la batería también se descarga hasta un nivel establecido, el relé cierra el contacto o interruptor procediéndose a continuación a cargarse de nuevo la batería. Por supuesto que el relé está sincronizado con la tensión aportada del panel fotovoltaico, por tanto, se supone que si el panel no capta suficiente energía eléctrica, el relé deberá mantener los contactos abiertos. Esta condición lógicamente se dará por la l a noche. Otra parte positiva es la eliminación del diodo de bloqueo. La gran ventaja de los reguladores serie reside en que se centran en grandes sistemas, donde un regulador paralelo debería utilizar disipadores muy grandes que obligarían a instalar sistemas de refrigeración. Como desventaja, se observa que, una vez la batería está cargada, la energía eléctrica que produce el panel se pierde, por tanto sigue s igue siendo una carencia, que si bien se puede limitar introduciendo más baterías, no es rentable por el mantenimiento y el aumento de los costes.

1.5.6 Otros tipos de reguladores El auge de las instalaciones solares fotovoltaicas ha dado lugar a la aparición de nuevos sistemas de regulación capaces de una gestión más perfecta y adecuada a la carga. Estos han perfeccionado los reguladores y, y, aunque se basan en los dos anteriormente descritos, es importante señalarlos, ya que introducen una serie de mejoras que los reguladores paralelo y serie no tenían y son: Reguladores de doble circuito, tienen la capacidad de desviar la energía eléctrica a otros circuitos auxiliares creados para tal fin. De esta forma, la energía no se pierde. El caso más visible podría ser un sistema que alimentase a una bomba de agua cuando la batería estuviese cargada, ya que no podemos almacenar energía eléctrica, sí que podemos almacenar agua. Reguladores con dos niveles de carga, tienen por objeto proporcionar cargas profundas con tensiones diferentes estableciendo niveles de carga del 100%, aparte también mantienen la batería en flotación. Los reguladores con dos niveles de carga incorporan en su diseño microprocesadores que gestionan las cargas y descargas de la l a batería de una manera inteligente. También También pueden incorporar otras funciones como, contadores de amperios hora, alarmas, datos, etc. Reguladores multietapa, se utilizan en grandes instalaciones y son los encargados de cargar las baterías de módulos por etapas. Normalmente este sistema se compone de 6 o 8 bloques de módulos que, por medio de este regulador, regulador, carga las baterías y suelen tener una gran capacidad. Relé de estado sólido, se basan en la tecnología del semiconductor de potencia llamado  MOSFET  (transistor   (transistor de efecto de campo). Este relé de estado sólido soporta potencias considerables y elimina la chispa de ruptura, que era el principal problema en los reguladores serie. Por tanto, son muy apropiados para usarlos en ambientes donde no se pueda usar relés electromecánicos. ▪

▪

▪

▪

1.5.7 Módulos fotovoltaicos con regulador Últimamente están apareciendo en el mercado módulos fotovoltaicos con regulador incorporado. Esto aporta ventajas, puesto que no tenemos que preocuparnos de su mantenimiento y reducimos los componentes de la l a instalación. Existen determinados casos donde el panel autorregulado no es idóneo, como las grandes instalaciones y los lugares donde las temperaturas pueden ser elevadas. En cambio en instalaciones pequeñas e instalaciones remotas, donde el mantenimiento es costoso, puede ser una opción muy aceptable.

1.5.8 Características de tensión y corriente del regulador El cálculo del regulador a utilizar en un sistema solar fotovoltaico dependerá del número de módulos solares y del tamaño de las baterías, normalmente los fabricantes nos proporcionan unos datos y unas prestaciones, partiendo de ellas deberemos calcular el regulador o reguladores necesarios para que la instalación tenga el resultado esperado. El relé que interrumpe o permite el paso de corriente de los módulos a la batería deberá de soportar la siguiente intensidad: Iregulador = Nº módulos paralelos # Intensidad módulo

En caso de ser necesario, se pueden dividir los módulos fotovoltaicos en dos conjuntos en paralelo, colocando dos reguladores de intensidad inferior, de este modo también aminoraremos costes, ya que el coste de un regulador va en función de la intensidad con la que trabajemos. +

+

-

-

Cargas c.c.

Fusibles  A 

+

- +

V 

- +

-

12 V  Batería 

Fig. 1.17 Conexionado de un regulador

Es importante que se tenga en cuenta, en el momento de conexionar, que un regulador es un aparato electrónico y, por tanto, muy sensible, que no soporta el clásico chisporroteo que se produce cuando le conectamos una carga, por lo que es elemental seguir para su conexionado la secuencia siguiente: 1º Conectar al regulador los cables de todas sus salidas debidamente señalizados por aparato y polaridad (cables de batería, polaridad + y – , cable de paneles, etc.).

2º Se conectarán los cables a la batería. 3º Se conectarán los cables al panel/es fotovoltaico/s. 4º Se conectarán los cables a la carga. Módulo fotovoltaico

Regulador + -

+ +

-

-

Inversor

c.c. c.a.

Batería 

Consumo c.c.

Consumo c.a.

Fig. 1.18 Esquema básico de conexión del regulador

Ejemplo 1.2 Tenemos 4 módulos solares fotovoltaicos conectados en paralelo, las características de los módulos son las siguientes: potencia 60 W p; tensión 12 V; intensidad 3,55 A. Calcular qué intensidad tendrá que soportar el regulador de la instalación. Según la fórmula anteriormente descrita: Iregulador = Nº módulos paralelos # Intensidad módulo Iregulador = 4 # 3,55 = 14,2 A  El regulador necesario deberá soportar una intensidad de 14,2 A y regulará una tensión de 12 V. Lógicamente siempre se instalará un aparato que soporte una intensidad más elevada, por ejemplo en este caso uno de 15 A hasta 20 A, esto es necesario por seguridad de trabajo del mismo.

1.6 Convertidores

 volver  vol ver

Como su nombre indica los convertidores co nvertidores o inversores son dispositivos capaces de transformar la corriente eléctrica de manera que resulte más apta para sus usos específicos. Los tipos más usuales en el mercado son: ▪

▪

Corriente continua-corriente continua (c.c.-c.c.). Corriente continua-corriente alterna (c.c.-c.a.).

1.6.1 Convertidor de c.c.-c.c. La conexión directa de un generador fotovoltaico a una carga conduce a relacionar las características de intensidad y de tensión de ambos, aquí podemos hablar de pérdidas debidas a las fluctuaciones que pueden tener la potencia máxima del generador, llamándolas pérdidas de utilización. Para evitar estas pérdidas se recurre al uso de convertidores c.c.-c.c., la eficacia de estos es mayor del 90% y casi constante para cualquier entrada, los convertidores de continua son utilizados en aquellos casos en que la tensión en los bornes de la batería no coincide con la requerida por los aparatos de consumo. Su uso presenta el beneficio de conseguir que la tensión de salida sea más estable, lo que redunda en un mejor funcionamiento de los aparatos. El funcionamiento a grandes rasgos es el siguiente: Convertir la corriente continua en corriente alterna por medio de un dispositivo electrónico inversor. inversor. ▪

 Aumentarla o disminuirla, según sea necesario, y transformarla de nuevo en corriente continua, pero ya con el voltaje adecuado. ▪

▪

Estos procesos conllevan también pérdidas que deben tenerse en cuenta.

Para ser más exactos, un convertidor de c.c.-c.c. transforma la corriente continua que viene de las baterías en corriente alterna por medio de un inversor, que está formado por un circuito basado en condensadores y semiconductores, que por medio de oscilaciones hace cambiar, a base de dar pulsos, la corriente continua a corriente alterna con onda cuadrada. Seguidamente pasa a un transformador que puede reducir o ampliar el voltaje, también es importante señalar que gracias al transformador tenemos la ventaja de tener un aislamiento galvánico. También existe en el mercado un aparato que hace las funciones de convertidor, el estabilizador de tensión, cuyo problema es que consume bastante corriente, por ello su uso no es muy recomendado. Circuito inversor

Trafos reductor

Circuito rectificador c.a.

c.c.

24 V 

24 V 

c.c.

c.c. c.a.

c.c.

Fig. 1.19 Convertidor-inversor reductor de tensión

Existen aplicaciones que precisan alimentar varios circuitos a diferentes tensiones, para tal caso, el uso de un convertidor continua-continua, tal como está representado en la figura, se hace imprescindible, ya que no es una buena solución tomar tensiones parciales de las baterías porque tendríamos una descarga que no sería equilibrada, repercutiendo en la vida de las baterías.

Regulador +

24 V 

Baterías Módulo fotovoltaico -

c.c. 12 V  c.c. Convertidor

Fig. 1.20 Utilización del convertidor c.c. - c.c. para segregar tensión

1.6.2 Convertidor de c.c.-c.a. En otras aplicaciones la utilización incluye elementos que trabajan en corriente alterna. Puesto que los paneles, como las baterías, trabajan en corriente continua y es necesaria la presencia de un inversor que transforme la l a corriente continua en alterna. Las funciones principales del circuito de mando son: ▪

Mantener la tensión de salida dentro de los márgenes establecidos.

Limitar la intensidad de salida en caso de sobrecarga a un valor seguro para el propio convertidor. ▪

▪

Mantener la frecuencia de salida.

Sincronizar el convertidor a red con otros convertidores, en caso de convertidores en paralelo. ▪

La principal característica viene dada por la tensión de entrada, que se debe adaptar a la del generador, generador, la potencia máxima que puede p uede proporcionar y la eficiencia. En instalaciones fotovoltaicas se utilizan más estos últimos, también llamados inversores, que transforman la corriente continua, proveniente de los paneles, de 12, 24 o 48 V en corriente alterna de 125 o 220 V usada por los aparatos eléctricos habituales. También debemos tener en cuenta una inevitable pérdida de energía y por tanto una disminución en el rendimiento de la instalación. Un convertidor c.c.-c.a. está formado entre otras cosas por transistores y tiristores que son capaces de cortar muchas veces por segundo (50 ciclos por segundo) la corriente continua, produciendo una serie de impulsos y simulando la característica fundamental que tiene la corriente alterna.

Existen convertidores de onda cuadrada y de onda senoidal, estos últimos son más caros y para muchas aplicaciones son innecesarios, ya que una onda cuadrada bastará para iluminación, motores pequeños, etc.

1.6.3 Cualidades de un convertidor Es necesario exigir unas determinadas determinadas cualidades al convertidor convertidor para que pueda ser utilizado en instalaciones fotovoltaicas: ▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

Estabilidad de voltaje. Eficiencia razonable. Baja distorsión de armónicos. Capacidad de resistir potencias puntas. Buen comportamiento frente a la variación de temperatura. Posibilidad de ser combinado en paralelo.  Arranque automático. Señalización adecuada. Seguridad. Trafos amplificador

Inversor Oscilador onda  cuadrada 

c.c.

 

Filtro L c

c

V c.a.

Fig. 1.21 Convertidor c.c. - c.a. para segregar tensión

Para muchas aplicaciones en energía solar es suficiente utilizar convertidores de onda cuadrada, pues las cargas no son especialmente sofisticadas (luces incandescentes, pequeños motores), estos presentan habitualmente un rendimiento más elevado, ya que al no existir filtro las pérdidas son más pequeñas. Como nota importante, no debemos olvidar los rendimientos de estos y que, según la l a carga que tenga el convertidor, su rendimiento puede variar. variar. Por ejemplo, si tenemos un convertidor de 1.500 W que tenga un rendimiento del 92%, quiere decir que para sacar 1.500 W absorberemos de la batería: 1.500 rendimiento

1.500 =

92%

1.500 =

0, 92

=

1.63 1. 630 0 W 

Observamos que el aprovechamiento de un convertidor c onvertidor dependerá de las potencias a utilizar, utilizar, en definitiva de la carga c arga a alimentar.

La gama de convertidores es bastante elevada, la decisión de utilizar convertidores de ondas senoidal o de onda cuadrada dependerá de la carga. En un futuro, el usuario podrá adquirir los electrodomésticos necesarios que funcionen a corriente continua (12 o 24 V). Si el usuario desea aprovechar los aparatos que ya posee, deberá utilizar un convertidor de corriente alterna. Para estos casos es importante disponer de dos líneas de reparto para el consumo independiente, lo normal es que una sea continua y salga directamente de la batería, mientras la otra línea dependa del convertidor de c.c.-c.a. En definitiva, el uso del convertidor es una cuestión fundamentalmente económica y, por supuesto, no se utiliza un mismo convertidor para diferentes aplicaciones, ya que por su elevado precio no es recomendable en instalaciones pequeñas. Llegamos a la conclusión de que el tamaño y el coste de un sistema fotovoltaico dependen de las necesidades energéticas de la carga que abastece. La demanda-pico y los requerimientos de energía deben estimarse con la mayor precisión posible para evitar un sobredimensionamiento que aumente el coste de forma innecesaria.

?

Cuestiones

 volver  volv er

1. Responder V de verdadero o F de falso, según corresponda a cada una de las siguientes afirmaciones:  V F 1. Una instalación solar fotovoltaica es aquella que transforma una radiación solar en electricidad 2. Una Una instalación solar fotovoltaica fotovoltaica está compuesta compuesta por un número variable de células 3. Como sabemos las placas solares están formadas por silicio, que es un mineral muy abundante en la naturaleza  4. Los paneles solares con células amorfas son los que tienen el rendimiento más elevado 5. Sabiendo la TONC de una placa solar fotovoltaica podemos averiguar su rendimiento 6. En la conexión de los módulos fotovoltaicos en serie aumentamos la intensidad de la instalación 7. En la conexión en paralelo de los módulos fotovoltaicos aumentamos la tensión de la instalación

 V

F

8. El problema del punto caliente es debido a que unas células solares del módulo se calientan más que otras 9. El factor de forma de un panel solar fotovoltaico para que sea aceptable ha de estar entre 0,7 y 0,8 10. Las baterías o acumuladores en razón de su uso se dividen en estacionarios o de arranque 11. Las baterías más idóneas para las instalaciones solares fotovoltaicas son las de plomo-ácido 12. Los tipo de reguladores que actualmente se utilizan son los de tipo shunt o paralelo y los de tipo serie 13. Los convertidores pueden ser del tipo c.c.-c.c. y del tipo c.c.-c.a. 14. La cualidad más importante de un convertidor es su rendimiento 15. Es mejor utilizar c.c.-c.a. con onda sinusoidal que con onda cuadrada 



Ejercicios propuestos  volver  vol ver

EJERCICIO 1.1 Si tenemos una placa solar fotovoltaica compuesta de 36 células, cuando el Sol incide sobre ella, nos proporciona 23,4 V en circuito abierto. Calcula la tensión que tendrá una célula solar de dicho panel en circuito abierto.

EJERCICIO 1.2 ¿Cuál será la potencia máxima que nos proporciona un módulo solar fotovoltaico, que tiene una eficiencia de un 18% cuando la potencia de radiación es de 1.000 W/m 2 y las dimensiones del módulo son 1.500 # 700 # 40 mm?

EJERCICIO 1.3 Para una determinada instalación y una vez efectuado los respectivos cálculos tenemos que instalar 10 módulos solares fotovoltaicos, si la tensión utilizada es 24 V, cómo será el conexionado de los módulos solares.

Datos: •

Módulo solar de 100 W p con 12 V de tensión y 5 A de intensidad.

•

Averigua Averigua la potencia de la instalación, efectuar esquema de la misma.

EJERCICIO 1.4 Tenemos 8 módulos solares fotovoltaicos conectados en paralelo 4 + 4, las características de estos son 100 W p, intensidad 5 A con una tensión de utilización de 12 V. Averigua la intensidad que tendrán que soportar los reguladores a utilizar y su configuración esquemática.

EJERCICIO 1.5 Tenemos un convertidor de 2.000 W que tiene un rendimiento de 90%, averigua qué potencia tiene que absorber de la batería o acumulador. acumulador.

Configuración de las instalaciones de energía solar fotovoltaica 

2

Contenidos 2.1 Niveles de radiación. Unidades de medida  2.2 Orientación e inclinación 2.3 Determinación de sombras 2.4 Cálculo de paneles 2.5 Cálculo de baterías 2.6 Caídas de tensión y sección de conductores 2.7 Esquemas y simbología  Cuestiones Ejercicios propuestos

Índice

Configuración de las instalaciones de energía solar fotovoltaica 

Tema 

2

Una instalación solar fotovoltaica está configurada por: generador solar fotovoltaico, regulador, regulador, grupo de baterías, convertidor de de c.c.-c.c. o de c.c.-c.a.

Convertidor c.c./c.a. c.c. c.a. Regulador

Convertidor c.c./c.c. c.c.

Paneles solares

Consumos en c.a.

c.c.

Consumos en c.c.

Batería 

Fig. 2.1 Configuración general de una instalación solar fotovoltaica 

Esta configuración podrá variar dependiendo el uso o utilización de la instalación en viviendas, la instalación solar fotovoltaica podrá ser centralizada o descentralizada.

Convertidor c.c./c.a. Regulador

c.c. c.a.

Paneles solares Batería 

Fig. 2.2 Instalación solar fotovoltaica centralizada 

Una configuración de una instalación solar fotovoltaica centralizada está formada por un campo solar fotovoltaico con sus correspondientes reguladores, baterías y convertidores adecuados a la demanda de las viviendas.

Convertidor c.c./c.a. c.c.

Regulador

c.a.

Consumos en c.a.

c.c.

Consumos en c.c.

c.c.

Convertidor c.c./c.c.

Paneles solares Batería 

Fig. 2.3 Instalación solar fotovoltaica descentralizada 

Una configuración de una instalación solar fotovoltaica descentralizada está formada por un equipo de generación solar independiente para cada vivienda, adecuada a su demanda. Otras configuraciones existentes son: ▪

▪

Campos solares fotovoltaicos para conexión a red eléctrica. Pequeñas instalaciones solares fotovoltaicas. -

24 V 

+

-

24 V  +

convertidor

convertidor

protecciones

protecciones

interruptor general

centro de transformación CGP Caja General de Protección

protección diferencial

contador de salida 

R S T

N

embarrado general

kWh

ICP Interruptor de control de potencia 

contador de entrada  kWh protección diferencial a cuadro de distribución

Fig. 2.4 Campo solar fotovoltaico para conexión a red eléctrica 

depósito paneles solares

regulador +

-

+

24 V 

-

convertidor

+-

24 V -

230 V 

+

pozo

Fig. 2.5 Configuración de una pequeña instalación solar para extraer agua de un pozo

2.1 Niveles de radiación. Unidades de medida 

 volver  vol ver

El sol es una fuente constante cons tante de energía, con una antigüedad de aproximadamente 6.000 millones de años, se prevé que su vida solar de unos 5.000 millones de años más. La radiación solar no es uniforme en toda la tierra y varía según la región, por ejemplo en Europa la radiación solar oscila bastante entre la zona sur y la zona norte, nor te, en la zona norte 2 tenemos una radiación entre 700 y 1.200 kWh/(m # año) y en la zona sur entre 1.700 y 1.900 kWh/(m 2 # año). En las regiones desérticas, cerca de los trópicos, la irradiación anual puede alcanzar un valor total de 2.300 kWh/( m 2 # año). 1.420

  e 1.400   r   t   s   e   r 1.380   r   e   t    )   a   r    2 1.360   t   m   x    /   e    W1.340   n   (    ó    i   c 1.320   a    i    d   a    R 1.300 1.280

diciembre

enero

noviembre

febrero octubre

marzo abril

septiembre mayo  junio

agosto  julio

Meses del año

Fig. 2.6 Variación de la radiación solar

Como norma se toma una radiación solar llamada Constante Solar, se denomina así a la energía que por unidad de tiempo se recibe fuera de la atmósfera terrestre sobre la unidad de superficie perpendicular a la dirección de los rayos solares en su distancia media. El valor que se admite actualmente es una irradiancia de 1.353 W/m 2, que corresponde a un valor máximo en el perihelio de 1.395 W/m 2 y un valor mínimo en el afelio de 1.308 W/m 2.

Para Para determinar el valor de radiación emitida existen dos términos que las definen: r adiante incidente por unidad de superficie sobre un Irradiancia solar. solar. Es la potencia radiante 2 plano dado, se expresa en kW/m .

▪

Irradiación solar. Se la energía incidente por unidad de superficie sobre un plano dado, durante un intervalo de tiempo, normalmente una hora o día, se expresa en kW/m 2.

▪

Unidades de medida  Hay dos unidades que son importantes para poder averiguar la radiación solar y su s u incidencia en la placa solar fotovoltaica:

Hora solar pico (HSP):  cantidad de horas de sol, con una intensidad de radiación de 1.000 W/m 2 que inciden sobre la superficie del módulo solar. En España, este valor está comprendido entre las 2 o 3 horas en invierno y las 4 o 5 horas en verano. Su Su cálculo se puede extraer a partir de las tablas de radiación del  Anexo  Anexo 1. ▪

 Vatio  Vatio pico (W P): máxima potencia que puede recibir un panel o módulo fotovoltaico y coincide con una irradiancia de 1.000 W/m 2 o 100 mW/cm2 a una temperatura de la célula de 25ºC. ▪

Por este motivo es obligado saber la conversión entre la radiación recibida y la radiación recogida, para ello vamos hacer una descripción sobre las unidades empleadas y su correspondencia. Para poder relacionar la radiación solar con las HSP y los W P es necesario el apoyo de las leyes físicas, que a continuación se detallan.

Energía  Trabajo, en julios, necesario para hacer circular una carga q (Culombios) de un punto a otro de un circuito circuito eléctrico entre los que existe existe una diferencia diferencia de potencial potencial V (Voltios). (Voltios). energía = q # V = I # t # V  

Siendo: q = I # t donde: q es la carga eléctrica, la unidad es el culombio (C) y es igual 6,24 # 1018 electrones; I es la intensidad eléctrica en amperios A y V es la tensión eléctrica en voltios voltios V  Según la ley de Ohm tenemos que: V = I # R 

Despejando la fórmula tenemos: V  I=

R  V 

R  =

I

También tenemos que la potencia eléctrica es igual: P = V#I

Sustituyendo Sustituyendo con la ley de Ohm: 2

P = I#R#I = I #R   2

V  P = V  #

V  =

R 

R 

donde: P es la potencia eléctrica en vatios (W) La ley de Joule Joule nos dice que podemos determinar determinar la cantidad de energía energía calorífica que se desprende de un conductor cuando pasa una corriente eléctrica: Q = P#t

=

I2 # R # t

Donde Q es la energía calorífica que se desprende en un conductor su unidad es el julio o  joule, por ser una unidad con poca magnitud magnitud se suele emplear el kJ, el kW·h o la kcal: kcal: 1 kW·h = 1.000 W # 360 s = 3.600.000 julios 1 julio = 0, 2388459 1 1 caloría = 0,2388459

=

4, 1868 julios

! El valor 0,239 se redondea a 0,24 calorías El valor 4,1868 se redondea a 4,18 julios El calor desprendido en calorías por un conductor es: Q = 0,24 # R # I2 # t = ca c alorías

Para Para poder medir la radiación solar que incide en la atmósfera de la l a tierra existe una unidad llamada langley. Un langley es el calor que recibe una superficie de 1 cm 2: langley  =

caloría  cm 2

 A continuación vamos a relacionar los julios con los Langleys: 1 kJ m2

1 kJ =

m2

#

m2 10 4 cm2

1 kJ =

10 4 cm2

1 kJ =

cm2

#

10

4

-

Si tenemos que 1 kJ =10 3 julios sustituimos y obtendremos:

4

10

-

#

1 kJ cm

2

=

4

10

-

#

103  J cm

2

10

1

 J

-

=

cm2

Si 1 julio = 0,24 calorías tendremos que: 10

1

-

 J =

cm 2

1

10

-

#

0, 24 calorías =

cm 2

0, 02 024 cal/cm2

Por tanto y resumiendo: 1 kJ m

2

=

0, 24 cal cm

2

=

0,024 langleys

Multiplicaremos Multiplicaremos por 0,024 el valor de 1 kJ/m 2 para saber el valor en langleys.

Ejemplo 2.1 Vamos a averiguar cuántos langleys son s on 1 kW · h/m 2. 1 kW 

h m

2

=

3.600 s 1.000  W  m2

=

3.600.000  J m

2

=

3.600 kJ m

2

#

0,0 ,02 24 = 86,4 langley 

Una de las conversiones más importantes es la que une la radiación recibida con la energía que nos va a generar un módulo solar fotovoltaico. Las condiciones normales de radiación del lugar vienen dadas dadas por estudios de radiación anual efectuado (ver tablas de radiación  Anexo 1) o también se pueden obtener en la siguiente página web (donde se encuentra radiación solar en (Wh/m 2) de todo el mundo): http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/radmonth.php?lang=es&map=europe Se establecerá una unión entre la energía total recibida y la energía total proporcionada HORA SOLAR PICO, el símil sería poner el módulo fotovoltaico durante esas horas solares pico y retirarlo, esto en realidad no sucede, ya que el módulo está captando todo el día energía solar de una forma variable, sirve para establecer un equivalente bastante fiable para hallar los cálculos de cantidad de módulos a utilizar. El proceso es el siguiente: Si 1 julio = 0,24 0,24 calorías 1 caloría = 4,18 julios o (W · s) 1 hora = 3.600 s Tenemos que:

4,18  W # s #

1 langley = 1 cal/cm² 1 h 3.600 s

=

0,00116  W $ h

El Sol nos proporciona una radiación de 1.000 W/m 2 o lo que es lo mismo 100 W/cm 2. Sabiendo que 1 m 2 = 10.000 cm 2, decimos que:

1.000  W  m

1.000.000 mW  =

2

10.000 cm

= 100 mW/cm

2

2

 Al valor de 100 mWh/cm2 se llama Hora Solar Pico (HSP): también 1.000 mWh = 1 Wh o lo que es lo mismo 10 # (100 mWh) = 1 Wh, por tanto 10^100 mWhh

0, 00116  W $ h #

1 Wh

=

0, 0116 # ^100 mW $ hh

1 langley = 1 cal/cm² = 0,0116 (100 mWh) 1 langley # 0,0116 = HSP, obteniendo 1 kJ m

2

#

0,02 ,024 4 # 0,01 ,011 16

=

HSP

Simplificando 1 kJ m

2

#

2, 78 78 # 10

1 kW #

4

-

h m

2

=

=

HPS

1.000  W #

3.600 s m

2

3.600.000  J =

m

2

3.600 kJ =

m

2

#

0, 024 # 0, 0116

=

1 HSP

 Atendiendo a la anterior definición, decimos que 1 HSP es el equivalente a la radiación de 3,6 MJ/m2 o de 3.600 kJ/m 2 o 1 kW·h/m 2, siempre que esta energía emitida por el Sol sea la constante solar en la superficie de la tierra o sea de unos 1.000 W/m 2. Con esta relación podemos establecer la radiación solar recibida con la energía que nos va aportar el módulo fotovoltaico, siendo esto importante en el cálculo de las instalaciones fotovoltaicas.

Ejemplo 2.2 Calcular cuántas HSP tiene una radiación solar de 24.000 kJ/m 2·día  24.000 kJ/m 2 # día # 0,024 # 0,0116  0,0116 = 6,68 HSP Calcular cuántas HSP tiene una radiación solar de 4,8 kW # h/m2 # días. Si dividimos por la constante solar 1.000 W/m 2 o 1 kW/m2 nos dará la cantidad de HSP: 4, 8 kW  #

h m

2

1 kW/m

2

#

día  =

4, 8 HSP

3,2

3,4

3,6

3,8

4,0

4,2

4,4

4,6

4,8

5,0

5,2

kWh/(m 2 # día)

1.170 1.240 1.310 1.390 1.460 1.530 1.610 1.680 1.750 1.830 1.900 kWh/(m

2

# año)

Fig. 2.7 Variación de la radiación solar en España 

La radiación solar que llega a la superficie terrestre procede de tres componentes compon entes básicos:

Radiación directa (Rd). Formada por los rayos procedentes del Sol directamente, es decir, decir, que no llegan a ser dispersados. ▪

Radiación difusa (Rdf). (Rdf ). Aquella procedente de toda la bóveda bóveda celeste, excepto la que llega del Sol. Originada por los l os efectos de dispersión mencionados anteriormente. ▪

Radiación del albedo (Ra). Procedente del suelo, debida a la reflexión de parte de la radiación incidente sobre montañas, lagos, edificios, etc., depende muy directamente de la naturaleza de estos elementos, se obtiene del cociente entre la radiación reflejada y la incidente sobre una superficie.

▪

La suma de estas tres componentes da lugar a la Radiación global (Rg): Rg = Rd + Rdf + Ra  

2.1.1 Cómo medir la radiación solar Una forma muy útil de medir la radiación solar es construirse un medidor solar a partir de una célula solar calibrada, un amperímetro que tenga una buena precisión y una resistencia que puede ser variable con un valor de 1 Ω. Una vez montado hay que exponer la placa solar al sol directamente, es importante que el día no tenga nubes que nos impidan la necesaria claridad, que el sol se encuentre en el cenit, o

sea las 12 del mediodía hora solar, que como ya sabemos no coincide con la hora del día ya que se adelanta 1 o 2 horas, según sea la época, invierno o verano.

El siguiente paso es calibrar el aparato con una escala, por ejemplo, cuando el amperímetro esté a fondo de escala, tendremos la máxima radiación o sea 1.000 W/m 2, a continuación podemos efectuar una escala hasta llegar al 0 que será el origen.

célula solar calibrada 

 A  R=1Ω

Fig. 2.8 Montaje de un medidor de radiación solar

Como práctica, podemos inclinar la célula en un sentido o en otro, de este modo podremos observar la importancia que tiene el ángulo, por ejemplo 0º, 15º, 30º, 45º, 60º, esta práctica se puede repetir y anotar resultados en diferentes estaciones del año, de esta forma podremos p odremos saber cuál es el ángulo más favorable para nuestra instalación.

2.2 Orientación e inclinación

 volver  vo lver

Para Para que un módulo solar fotovoltaico capte la máxima energía se orientará perpendicularmente al Sol, pero visto desde la Tierra, el Sol no está quieto, ya que varía según el horario, una solución sería desarrollar un instrumento que fuera capaz de hacer que el módulo solar siguiera al Sol, esto ya se efectúa en instalaciones con aprovechamiento solar máximo. Para una instalación normal de vivienda aislada o instalaciones pequeñas fijas, debemos tener algún criterio para dirigir la orientación o rientación del módulo, que vendrá dada por:

 Acimut (a): ángulo que mide la desviación respecto al hemisferio sur (Fig. 2.9). Inclinación o elevación (b): ángulo formado por la superficie del módulo y el plano horizontal (Fig. 2.10). ▪

▪

norte perpendicular

oeste

sur

c  a     p   t    a  d     o   r   

este proyección horizontal α

Fig. 2.9 Ángulo acimut

 

β horizontal

Fig. 2.10 Ángulo de inclinación o elevación

Incidencia (ϕ): ángulo que forman la radiación directa sobre la superficie captadora, es decir, la línea, Sol-captador y la perpendicular al captador (Fig. 2.11).

▪

Declinación (δ): ángulo que forma el plano ecuador de la tierra con los rayos incidentes del Sol. Este ángulo varía con el día y su fórmula aproximada es la siguiente:

▪

e

δ^ º h = 23,4 ,45 5 # sen 360 #

284 + n 365

o, siendo n el número del día en el año

(Fig. 2.12).

Plano de meridiano    l  a  r   u captador   i c   d   e  n   p    r   e   p 

 Ángulo declinación

ϕ

δ

 ión r a d i a c ió

Plano del ecuador

Fig. 2.11 Ángulo de incidencia

Fig. 2.12 Declinación

Latitud φ: ángulo que forma la vertical del punto geográfico que se considere de la superficie terrestre o emplazamiento y el plano del ecuador, el dato de la latitud es básico para poder conocer la posición solar, solar, para su conocimiento lo mejor es conocer las tablas de radiación solar (Anexo 1) (Fig. 2.13) . ▪

Polo norte

Plano del horizonte N or t  te  e   

Paralelos

Est e  e 

Latitud φ

Oe st e  e 

Ecuador

Sur 

Emplazamiento Centro de la    tierra 

Meridianos

Polo sur

Fig. 2.13 Emplazamiento placas solares según latitud 

Para un ángulo de declinación, δ = –23,45º, estamos en el solsticio de invierno en el polo norte y en el solsticio de verano en el polo sur. Para un ángulo de declinación, δ = +23,45º, estamos en el solsticio de verano en el polo norte y en el solsticio de invierno en el polo sur. En los equinoccios, que corresponden a las estaciones de primavera y otoño, el ángulo de declinación es igual a 0ºC.

Utilización Todo el año

Ángulo de inclinación Latitud del lugar

Invierno

Latitud del lugar +10º

Verano

Latitud del lugar –10º

Tabla 2.1 Orientación de los módulos

Ejemplo 2.3 Vamos a calcular el ángulo de declinación el día 31 de diciembre, si aplicamos la fórmula tendremos:

e

δ^ º h = - 23, 45 # sen 360 #

284 + n 365

o

=-

e

23, 45 # sen 360 #

2.3 Determinación de sombras

284 + 365 365

o

= - 23º

8'

 volver  volv er

Para Para tener el máximo aprovechamiento de un sistema de energía solar, tendremos en cuenta la incidencia de posibles sombras sobre los lo s módulos solares fotovoltaicos. Cuando se instalan varios grupos de placas solares existe el inconveniente de la distancia mínima que habrá entre filas para que no proyecten sombras entre ellas, esto conlleva que el área de captación solar disminuya, el efecto de las sombras es más evidente en invierno que en verano, ya que el recorrido del Sol es más bajo, es por ello que el cálculo de sombras se efectúa para el recorrido del Sol en invierno. Para poder determinar la sombra necesitamos averiguar la distancia mínima entre los módulos solares y de esta forma el aprovechamiento será máximo. Los módulos solares fotovoltaicos son muy críticos con las sombras, ya que una incidencia de un 10 o 15% ejerce una disminución muy desfavorable en el rendimiento del sistema fotovoltaico. Para poder hallar la distancia mínima entre placas solares se hace necesario el empleo de la trigonometría en su concepción básica.

2.3.1 Trigonometría  Es una herramienta matemática eficaz que nos permite relacionar las dimensiones de los lados y los ángulos de un triángulo rectángulo, de esta forma podemos situar las placas solares, evitando las posibles interferencias por medio de las sombras. Un triángulo es una figura geométrica cuyos ángulos suman 180º. En nuestro caso, vamos a emplear el triángulo rectángulo, que es aquel que tiene un ángulo recto o sea de 90º, según se observa en la figura adjunta.

 a  u s a  n  e   e  t  p o  H i p α

β

Cateto contiguo

  o   t   s   e   u   p   o   o   t   e   t   a    C

Fig. 2.14 Funciones trigonométricas

La denominación de cateto contiguo y cateto opuesto depende del ángulo en el que estamos trabajando en la figura, hemos efectuado la relación, partiendo del ángulo a. En este tipo de triángulos se dan las relaciones matemáticas siguientes: cateto opuesto sen a = hipotenusa  cateto contiguo cos a = hipotenusa  sen a tg  a = cos a

Para Para determinar los ángulos formados por la altura de los l os obstáculos y la distancia entre estos y los captadores solares, debe considerarse: á ngulo a = arco tg =

cateto opuesto cateto contiguo

2.3.2 Distancia mínima  Es la separación mínima que debe haber entre dos o más placas solares fotovoltaicas.  A continuación contin uación vamos a establecer estable cer esta distancia distanc ia mínima entre placas placa s solares, solare s, de esta forma aprovechar al máximo la radiación solar con el menor impacto de sombras entre placas. Un aspecto aspecto importante en la separación separación entre placas solares solares son los días más desfavorables, desfavorables, o cuando el sol está más bajo sobre el horizonte (meses noviembre, diciembre, enero). En equipos de utilización todo el año o invierno, el día más desfavorable corresponde al 21 de diciembre. En este día, la altura solar mínima al mediodía solar tiene valor: Hmín

=

^90º

-

latitud del lugarh –declinación solar

La declinación solar en diciembre es aproximadamente –23º para el mes de diciembre será: Hmín

=

^90º

-

latitud del lugarh –23º

Las sombras son más largas en el día más corto del año, en el que el sol hace un recorrido más bajo, esto es en el solsticio de invierno o sea el 21 de diciembre. Para Para equipos de utilización en el verano, los días más desfavorables suelen ser el 21 de marzo o de septiembre. En estos días, la altura solar mínima al mediodía solar será: Hmín

=

^90º

-

latitud del lugarh –declinación solar

La declinación solar en marzo o septiembre es aproximadamente 0º, tenemos que H mín será: Hmín

=

90º

-

latitud del lugar

  n    i  ó   c    i  a   a  d    R  B

H  A 

β

α L

C

Distancia mínima 

Fig. 2.15 Distancia mínima entre placas solares

Según la Fig. 2.15  en  en el ángulo a tenemos:  A = al cateto opuesto L = al cateto contiguo H = hipotenusa  sen a = cos a = tg  a =

 A  H L

H  A  L

 A = H # sen a L = H # cos a  A = L # tg  a

Según la Fig. 2.15  en  en el ángulo b tenemos:  A = al cateto opuesto C = al cateto contiguo B = hipotenusa  sen b = cos b = tg  b =

 A  B C

D  A  C

 A = B # sen b C = D # cos b  A = C # tg  b

La distancia mínima entre líneas de captadores para que la fila anterior no proyecte sombras en la posterior, se determina mediante la fórmula:

tg  αmín

=

sen α cos α

=

 A  H L H

 A  L

=

=

sen β # B dist di stan anci ciaa mínima B # cos β -

distancia mínima  = L + C

Por otra parte: cos b = L

=

distancia mínima

C B

-

&

C = B # co s b

B # cos b

Si desarrollamos la ecuación y sustituimos s ustituimos quedará del modo siguiente: distancia  mínima = B # cos β +

B # se n β tg  αmín

Ejemplo 2.4 Tenemos placas solares fotovoltaicas del tipo A-135P con c on unas dimensiones según catálogo de 1.476# 659#35 mm. Vamos a averiguar la distancia mínima entre las placas solares, consideramos que la latitud del lugar de la instalación es 41º y el ángulo de inclinación es 45º, ya que esta instalación solar es de utilización todo el año. En una segunda parte procederemos a efectuar el mismo ejercicio, pero considerando su utilización solo en verano. 1ª La Hmínima  será la más desfavorable, o sea la de invierno: Hmín = (90º – latitud del del lugar) – 23º = (90º – 41º) 41º) – 23º = 26º distancia  mínima  = 1, 476 # cos 45o + =

1,47 ,476 6 # 0,70 ,707 7+

1, 476 # 0, 707 0, 487

=

1, 476 # sen 45o tg  26o

=

3,18 m

La distancia mínima entre placas solares será 3,18 m. Si repetimos el ejercicio considerando su utilización en el periodo estival, tendremos que: 2ª La Hmínima  será menos desfavorable, o sea en la estación estival: Hmín = 90º – latitud del del lugar = 90º – 41º = 49º dis ista tanc ncia ia mínima  = 1, 476 # cos 45o + =

1, 476 # 0, 707 +

1, 476 # 0, 707 1, 150

=

1, 476 # sen 45o tg  49o

=

1, 95 m

Observamos que la distancia mínima varía según el periodo de utilización, debido a la altura solar que es irregular a lo largo de todo el año.

Determinación del sur geográfico Para Para efectuar una buena captación de radiación solar es de suma importancia poder determinar el sur geográfico, de esta forma podremos lograr el máximo de horas de radiación.

rayo de sol proyectado a las 12 h este

sur

norte ángulo acimut = 0º

oeste

Fig. 2.16 Posición Posición correcta para la instalación de placas solares con acimut = 0º

Una forma de determinar nuestra posición solar, es apuntar con el brazo izquierdo hacia el Este y con el brazo derecho al Oeste, la punta de la nariz nos indicará el Sur geográfico y la nuca será el Norte geográfico. Otra forma más precisa, sería clavar una varilla en el suelo y esperar que el sol se encuentre en el zenit, cosa que sucede a las 12 horas solar, se especifica lo de solar porque, normalmente, los relojes en verano están adelantados dos horas y en invierno una.

este

norte

este

norte

altura solar = H ángulo acimut =

ángulo acimut = α

α

sur oeste

sur oeste

Fig. 2.17 Posición Posición de la instalación de placas solares con ángulo acimut =

a

2.3.3 Altura solar (H) Es el ángulo que forma la proyección de la sombra de un objeto, objeto, en el caso de la figura es la proyección de la sombra del árbol, esta sombra variará, según la hora, el acimut y el día del año. Para Para poder calcular el ángulo de la altura solar (H) efectuaremos la siguiente siguiente ecuación: H^ º h = arcsen^sen

φ # sen δ + cos δ # cos ωh

donde: φ es la latitud del lugar según tablas Anexo1; δ es el ángulo de declinación, que se calcula según la fórmula siguiente:

e

δ^ º h = 23,4 ,45 5 # sen 360 #

284 + n 365

o

y ω es el ángulo horario que varía entre 0 y 360º, dependiendo de la hora siendo, el valor de las: 12 h = 0º y de las 13 h = 15º, cada hora equivale equivale a variación de 15º 15º Valor del ángulo acimut a en cualquier hora del día y para cualquier latitud: α = arcsen

=

cos δ # cos ω sen H # sen

φ

G

Rayo de sol proyectado a las 12h

Norte

Este altura solar = H

Sur

ángulo acimut = 0º Oeste

Fig. 2.18 El Sol a las 12 horas solar se encuentra en el Sur geográfico

Para Para mejor comprensión de estos conceptos vamos a realizar un ejemplo.

Ejemplo 2.5 Calcular el ángulo y la distancia de la sombra proyectada proyectada (altura solar H) de un árbol de de 4 m, donde se van instalar unas placas solares fotovoltaicas en una población situada en la latitud 41º, en el día más desfavorable del año (21 de diciembre) a las 12 horas solar. solar. La latitud del lugar sabemos que es 41º. El seno de 41º = 0,65 El día 21 de diciembre corresponde al día del año número 355:

e

δ^ º h = - 23,45 # sen 360 # =-

e

23, 45 # sen 360 #

o

284 + n 365

284 + 355 365

o

=

=-

23, 45º

 Y su ángulo de declinación (δ) = –23,45 El seno de –23,45 = –0,39, El coseno de –23,45 = 0,91 El ángulo horario (ω) será igual 12 horas y su valor es 0º. El coseno de 0º = 1 Sustituyendo los valores en la fórmula tendremos que el valor de la altura solar (H) será: H^ º h = arcsen^sen φ # sen δ + cos δ # cos ωh = arcsen ^0 , 65

# - 0 , 39 + 0 , 91 # 1

^

h

 Altura mínima H (º) seno 41º = 0,65 Latitud φ (º) coseno 41º = 0,75  A continuación vamos a calcular el ángulo acimut acimut (a): α

=

=

arcsen

arcsen

=

=

cos δ # cos ω

-

sen H # cos φ

cos H # sen φ

0, 91 91

-

0, 48 4 87

0,487

G

=

arcsen

=

0,423 0,487

G

=

arcsen

=

G

=

arcsen 0, 86 868

0, 91 # 1

 A continuación vamos a calcular la sombra proyectada: tg H

=

I sombra proyec proyectada  tada 

donde: I es la altura del objeto, en nuestro caso el árbol sombra proyec proyectada  tada =

I tg H

=

4 m tg  41º

=

4 m 0, 86

=

4,65 m

-

0, 65 # 0, 75

0, 75 # 0, 65

=

60º

G

=

h = 41º

Rayo de sol proyectado a las 12h

Norte I=4m  H = 41º Este

α

= 60º

S o m  b r a  a  p r  o  o y    e  ec  c  t  t   a  a d  d  4 ,6   a  5 m 

Sur

Oeste

Desarrollo del ejemplo de aplicación

 A continuación vamos a evaluar las l as pérdidas por orientación e inclinación según s egún el HE5 del Código Técnico de Edificación (CTE). Tenemos una orientación de 60º de acimut con una inclinación de 45º, estando en la latitud 41º, tendremos unas ganancias entre el 80 y el 90% y por tanto unas pérdidas entre 10 al 20%, pudiendo estar la inclinación entre el 30º y 50º, en nuestro caso 45º. 150 o

165 o

N

-165 o

-150 o -135 o

135 o

-120 o

120 o 105 o

-105 o

 W 

E

10 o 30o

75 o 60 o

acimut

 Ángul o de inclinación (β)

90 o

-75 o

50 o 70 o

-60 o

100% 95% - 100% 100% 90% 90% - 95% 95% 80% 80% - 90% 90% 70% 70% - 80% 80% 60% 60% - 70% 70% 50% 50% - 60% 60% 40% 40% - 50% 50% 30% 30% - 40% 40% < 30%

-45 o 30 o

15 o

S

-15 o

 Ángulo de inclinación 45º

-30 o Margen de ángulo inclinación entre 20º y 60º

 Ángulo de acimut (α )

Pérdidas por orientación e inclinación latitud 41º. Fuente: HE5 CTE

  Este resultado es válido para latitud igual a 41º, porque la figura está efectuada para esa latitud, para otras latitudes, por ejemplo Alicante, con una latitud aproximada de 38º el resultado tendría una variación: Tenemos que: • Inclinación máxima de 50º • Inclinación mínima de 30º Vamos a calcular la inclinación máxima y mínima para una latitud de 38º (Alicante) Inclinación máxima = 50º – (41º – latitud 38º) = 50º – (41º – 38) = 50º – 3 = 47º Inclinación mínima mínima = 30º – (41º – latitud38º) = 30º – (41º – 38) = 30º – 3 = 27º Se comprueba que con otra latitud hay que modificar los ángulos de inclinación en este caso será: • Latitud 41 y acimut de 60º tenemos que la inclinación de los módulos solares podrán variar entre 30º y 50º. • Latitud 38º y acimut de 60º tenemos que que la inclinación de los módulos solares podrán podrán variar entre 27º y 37º. Como síntesis podemos resaltar que si queremos tener un ángulo de inclinación con más amplitud de grados tendremos que variar el acimut procurando que tienda en lo posible a 0º.

2.3.4 Pérdidas Pérdidas por orientación, inclinación y sombras La disposición de los módulos se hará de tal manera que las pérdidas debidas a la orientación e inclinación del sistema y a las sombras sobre el mismo sean inferiores a los límites de la tabla 2.2 . Las pérdidas se expresan como porcentaje de la radiación solar que incidiría sobre la superficie de captación orientada al sur, a la inclinación óptima y sin sombras. s ombras. Caso

Orientación e inclinación

Sombras

Total

General

10 %

10 %

15 %

Superposición de módulos fotovoltaicos

20 %

15 %

30 %

Integración arquitectónica de módulos fotovoltaicos

40 %

2 0%

50 %

Tabla 2.2 Pérdidas límite

En todos los casos se han de cumplir tres condiciones: las pérdidas por orientación e inclinación, las pérdidas por sombras y las pérdidas totales deberán ser inferiores a los límites estipulados en la tabla anterior, respecto a los valores de energía obtenidos considerando la orientación e inclinación óptimas y sin sombra alguna. Para este cálculo se considerará como orientación óptima el sur y como inclinación óptima la latitud del lugar menos 10º. Cuando, por razones arquitectónicas excepcionales no se pueda instalar toda la potencia exigida cumpliendo los requisitos indicados en la tabla 2.2 , se justificará esta imposibilidad

analizando las distintas alternativas de configuración del edificio y de ubicación de la instalación, debiéndose optar por aquella solución que más se aproxime a las condiciones de máxima producción.

2.3.5 Cálculo de las pérdidas por radiación de sombras El documento HE51 actual, que fue modificado el año 2013, no contempla en ninguno de sus apartados la metodología a aplicar para calcular las pérdidas por orientación, inclinación y sombras, es por ello que entendemos que la sistemática de cálculo contenida en el documento anterior a la actualización es válida.  A continuación desarrollamos un ejemplo para efectuar dichos dichos cálculos.

Ejemplo 2.6 Debemos efectuar un estudio para un posterior proyecto de instalación de placas solares fotovoltaicas en un hipermercado de 6.000 m 2, dentro de un recinto que tiene unos 8.000 m 2 donde coexisten una zona zona con parques y jardines, jardines, una zona lúdica de de cines y ocio, un aparcamiento y un edificio destinado a oficinas. Su situación es en la p rovincia de Madrid con latitud de 40º 25´ orientación Sur, Sur, la cubierta será s erá inclinada a 1 agua y estará –35º (Este). La altura del del edificio es fijada a 40º. La orientación de los módulos será a = –35º de 20 m, la zona climática es la IV. Se necesita averiguar: • La potencia a instalar y número de inversores. • Pérdidas por orientación e inclinación. • Pérdidas por sombras. N ZONA LÚDICA, H = 30 m CINES Y OCIO

  m    5    1

O

   S    E    S    U   E    Q   N    R   I    A   D    P   R    A   A    J    N   Y    O    Z

H = 20m HIPERMERCADO

 3 5 °

  m    5    2

EDIFICIO DE OFICINAS

  m    5    3

H = 50 m

S

Situación del hipermercado 1 Documento que se adjunta en el anexo 2 

   O    T    N    E    I    M    A    C    R    A    P    A    A    N    O    Z

E

  La potencia mínima a instalar, según H%5 actualizado se calcula

mediante: P

=

C # ^0, 002 # S

-

5h

donde: P es la potencia pico a instalar (kW p); C es el coeficiente definido en la tabla 2.1 del HE5  en  en función de la zona climática y S es la superficie construida del edificio (m 2)

Hipermercado: Zona climática

C

I

1

II

1 ,1

III

1,2

IV

1,3

V

1 ,4

La superficie del hipermercado es de 6.000 m 2, según la tabla adjunta a continuación ( tabla 1.1 del HE5 ) el límite de aplicación es 5.000 m 2, por tanto es factible la instalación por ser mayor. mayor. C, por ser la zona de instalación Madrid tenemos la zona climática IV (ver  tablas del anexo 3) y su coeficiente 1,3.

Tabla del coeficiente climático P

=

C # ^0, 002 # S

-

5h

=

1, 3 # ^0, 002 # 6.000

-

5h

=

1, 3 # 7

=

9, 1 kWp

 

La potencia pico del inversor será el 80% de la potencia de pico real del generador fotovoltaico los inversores siguientes: inversor = 9, 1 # 0, 80 = 7, 28 kWp  

 A este valor por defecto le corresponderá 2 inversores de 5 kW, kW, el cálculo de la potencia sufrirá un aumento que corresponderá a los dos inversores: 2 # 5 kW p = 10 kW p Para Para hallar el número de módulos solares fotovoltaicos fotovoltaicos tendremos que efectuar el cálculo de la potencia en base a 10 W p

Pérdidas por orientación orie ntación e inclinación Se ha elegido el sistema por superposición, este tiene unas pérdidas máximas permitidas por orientación e inclinación del 20% Orientación e inclinación

Sombras

Total

General

1 0%

10 %

15 %

Superposición

2 0%

15 %

30 %

Integración arquitectónica

4 0%

20 %

50 %

Caso

El ángulo de orientación siguiendo los ejes principales del edificio donde se van a instalar los módulos solares fotovoltaicos es de (ángulo acimut) a = –35º (este)

Tabla de pérdidas límite

La inclinación será la que tiene la cubierta del hipermercado que es de b = 45º, por supuesto los módulos solares conservan la misma inclinación por superposición.

150 o

N

165 o

-165 o

-150 o -135 o

135 o

-120 o

120 o 105 o

-105 o

 W 

E

10 o 30 o

75 o 60 o 90 o

 Ángul o de inclinación (β)

-75 o

50 o 70 o

30 o

-60 o

100% 95% 95% - 100% 100% 90% 90% - 95% 95% 80% 80% - 90% 90% 70% 70% - 80% 80% 60% 60% - 70% 70% 50% 50% - 60% 60% 40% 40% - 50% 50% 30% 30% - 40% 40% < 30%

-45 o  Acimut 35º

-30 o Margen de ángulo S inclinación entre 10º y 50º  Ángulo de inclinación 40º

15 o

-15 o

 Ángulo de acimut (α )

Pérdidas por orientación e inclinación latitud 41º. Fuente: HE5 CTE

Se comprueba que para la latitud de 41º las pérdidas máximas por inclinación son 10% (90%-95%) el límite por superposición es de 20%, para la orientación (acimut) de a = –35º por tanto están dentro de margen considerado.  A continuación trasladamos este resultado para la latitud del lugar, lugar, que en este caso es Madrid (F = 40,25º), siendo los márgenes de utilización de: bmáx = 50º bmín = 10º

Seguidamente vamos a comprobar lo anteriormente calculado con la latitud del ejemplo para Madrid latitud F = 40,25º tenemos: bmáx  = 50º – (41º –

40,25) = 49,25º

bmín = 10º – (41º – 40,25) = 9,25º

Como los resultados de la bmáx y bmín están dentro de los márgenes (50º y 10º) decimos que las pérdidas son admisibles. También comprobaremos las pérdidas de orientación forma analítica según procedimiento HE5 para pérdidas entre 15º < b < 90º: Pérdidas (%) = 100 # (1,2 # 10-4 # (b – F + 10)2 + 3,5 # 10–5 # a2) b es el ángulo inclinación del módulo 40º; F es el ángulo de la latitud 40,25º y a es el ángulo

de orientación o acimut –35º

Pérdidas (%) = = 100 # (1,2 # 10–4 # (40 – 40,25 + 10)2 + 3,5 # 10–5 # (–35)2) = = 100 # (114,07 # 10–4 + 4.287,5 # 10–5) = 100 (11,40 # 10–5 + 4.287,5 # 10–5) = = 100 # 10–5 (11,40 + 4.287,5) = 10 –3 # 4.298,9 = 4,29% Como 4,29% es inferior a 20% cumple en todos los casos la orientación e inclinación (10, 20, 40%).

Pérdidas por sombras Vamos analizar los obstáculos o bstáculos desde 120º hasta –120º, en este campo se observan obser van los edificios que están ubicados de tal forma que pueden producir sombras en nuestra instalación de módulos solares fotovoltaicos según se observa en la figura:

 A       1       H

     2       H

D

El ángulo de elevación (A) es aquel que está formado por las diferencias de elevación de los edificios y su valor será el siguiente:

 Ángulo de elevación (º):  A

=

c

arctg 

H1

-

D

H2

m

donde:  A

=

 A

=

c H1 D H2 m H1 H2 arctg c m D arctg 

-

=

-

c 50 4020 m 50 20 arctg c m 60 arctg 

-

=

36,8º

=

26, 56º

-

=

Los puntos singulares son: Punto 1 2

Acimut (a) 3 7º - 5 1º

Elevación (A) 3 6 , 8º 2 6 ,5 6º

N

H = 30 m

ZONA LÚDICA, CINES Y OCIO    S    E    S    U   E    Q   N    R   I    A   D    P   R    A   A    J    N   Y    O    Z

O

   O    T    N    E    I    M    A    C    R    A    P    A    A    N    O    Z

H = 20 m

HIPERMERCADO   m    0    4

 3 5 °   °  5 1

3 7  °  

1

1    2     0     º   

6    0   m      º     0     2     1

2 EDIFICIO DE OFICINAS

E

H = 50 m

S

Situación de los obstáculos 80

Elevación (º) 0h

-1 h -2 h

60 -3 h -4 h

40

-5 h 20

C3 B1

C5

 A 1  A 3

B7

B4 C4

 A 2

-90 -90

D8 B6

4h

C8

D 10 5 h  A 6 C 10 D 12  A 8 B 10 6h C 12 D 14  A 10 B 12 7h

 A 4

B8

 A 5

-30 -30

 A continuación, en tabla adjunta, asignaremos a todas las porciones un valor estimado, totalizándolo según nuestro criterio, estos pueden ser 25, 50, 75, 100%,

3h

C6

B4

 A 7 B9 C 11  A 9 B 11 -60 -60

D6

B2

30 0 (1) los grados de ambas escalas son sexagesimales  Acimut (º) -120

2h

C2

B3 B5

C7 C9

C1

D5

D2

-6 h D 11 -7 h D 13

0

D3

D7

D9

1h D1

60

90

120

Porción

% estimación

Coeficiente

% Pérdidas

 A7

25

1,34

0,33

 A5

75

2,17

1,62

 A3

50

2,90

1,45

 A1

25

3,12

0,78

 A2

50

2,88

1,44

 A4

100

2,22

2,22

 A6

25

1,27

0,31

B4

25

1 ,6 0 Total

0 ,4 0 8,55

Aclaración a la tabla C2: b es el ángulo inclinación del módulo 40º; F el ángulo de la latitud 40,25º y a es el ángulo de orientación o acimut –35º Según el HE5 se escogerá la tabla que resulte más parecida a la superficie de estudio, en este caso elegimos la tabla C2 en su parte b = 35º y a = –30º por ser las más próximas a b = 40º y a = –35º.  Ahora detallamos la tabla C2 elegida con sus respectivos valores b = 90º; a = 30º

13 11 9 7 5 3 1 2 4 6 8 10 12 14

b = 35º; a = 60º

 A

B

C

D

A

B

0 ,1 0 0,0 6 0 ,5 6 1 ,8 0 3 ,0 6 4 ,1 4 4 ,8 7 5,2 0 5, 0 2 4 ,4 6 3 ,5 4 2,2 6 1,1 7 0 ,2 2

0,0 0 0,0 1 0 ,0 6 0 ,0 4 0,5 5 1,1 6 1,7 3 2,1 5 2 ,3 4 2 ,2 8 1 ,9 2 1,1 9 0,1 2 0,0 0

0 ,0 0 0,1 5 0,1 4 0,0 7 0,2 2 0,8 7 1, 4 9 1 ,8 8 2,0 2 2,0 5 1,7 1 1,1 9 0,5 3 0 ,0 0

0,3 3 0,5 1 0,4 3 0, 3 1 0 ,1 1 0 ,6 7 1 ,8 6 2 ,7 9 3,2 9 3,3 6 2 ,9 8 2 ,1 2 1 ,2 2 0 ,2 4

0, 0 0 0 ,0 0 0 ,0 2 0 ,0 2 0 ,6 4 1 ,5 5 2, 3 5 2 ,8 5 2 ,8 6 2 ,2 4 1 ,5 1 0 ,2 3 0 ,0 0 0 ,0 0

0,0 0 0,0 0 0 ,0 4 0, 1 3 0 ,6 8 1 ,2 4 1 ,7 4 2 ,0 5 2 ,1 4 2 ,0 0 1 ,6 1 0,9 4 0,0 9 0,0 0

b = 90º; a = 60º

C

D

0, 0 0 0,0 8 0 ,0 4 0 ,3 1 0 ,9 7 1 ,5 9 2, 1 2 2,3 8 2 ,3 7 2 ,2 7 1 ,8 1 1,2 0 0,5 2 0 ,0 0

0,1 4 0,1 6 0 ,0 2 1,0 2 2,3 9 3,7 0 4,7 3 5,4 0 5 ,5 3 5 ,2 5 4 ,4 9 3,1 8 1,9 6 0,5 5

A

B

0 ,0 0 0 ,0 0 0,0 9 0,2 1 0,1 0 0 ,4 5 1 ,7 3 2 ,9 1 3,5 9 3,3 5 2,6 7 0 ,4 7 0 ,0 0 0, 0 0

0 ,0 0 0 ,0 1 0 ,2 1 0 ,1 8 0 ,1 1 0 ,0 3 0 ,8 0 1,5 6 2,1 3 2,4 3 2, 3 5 1,6 4 0,1 9 0,0 0

b = 35º; a = –30º

C

D

0,0 0 0,2 7 0 ,3 3 0 ,2 7 0 ,2 1 0 ,0 5 0 ,6 2 1, 4 2 1 ,9 7 2 ,3 7 2 ,2 8 1,8 2 0,9 7 0, 0 0

0,4 3 0,7 8 0 ,7 6 0 ,7 0 0 ,5 2 0,2 5 0,5 5 2 ,2 6 3 ,6 0 4 ,4 5 4, 6 5 3,9 5 2,9 3 1,0 0

A

B

C

D

0,0 0 0,0 0 0,21 1,34 2,1 7 2 ,9 0 3,1 2 2, 8 8 2,2 2 1,27 0,52 0,0 2 0 ,0 0 0 ,0 0

0,0 0 0,0 3 0 ,7 0 1,2 8 1,7 9 2,0 5 2 ,1 3 1,96 1,6 0 1,11 0, 5 7 0 ,1 0 0 ,0 0 0 ,0 0

0 ,0 0 0 ,3 7 1, 0 5 1, 7 3 2,2 1 2, 4 3 2 ,4 7 2,1 9 1,7 3 1,2 5 0, 6 5 0 ,1 5 0 ,0 3 0,0 0

0 ,2 2 1 ,2 6 2, 5 0 3 ,7 9 4 ,7 0 5 ,2 0 5 ,2 0 4,7 7 3,9 1 2 ,8 4 1 ,6 4 0,5 0 0,0 5 0,0 8

El total de pérdidas es de 8,55% siendo el máximo permitido del 15%, este valor es admisible para todos los casos (10% y 20%) según la tabla: Caso General Superposición Integración arquitectónica

Orientación e inclinación 10 % 20 % 40 %

Sombras 1 0% 1 5% 2 0%

Total 1 5% 3 0% 5 0%

Tabla de pérdidas límite

2.4 Cálculo de paneles

 volver  vol ver

Denominamos panel solar fotovoltaico a una estructura metálica compuesta por unas 36 células solares conectadas en serie con una tensión cada una de alrededor de 0,5 V y una intensidad variable entre 7 a 9 A. Los módulos o placas solares fotovoltaicos tienen una potencia limitada en función del fabricante, normalmente la potencia pico (W p) oscila entre 5 W p  a unos 200 W p, por supuesto para alcanzar toda la potencia solar pico es necesario tener la máxima radiación.

La forma geométrica de un panel solar fotovoltaico es rectangular, aunque las células pueden ser circulares o cuadradas. De todas formas, se intenta que el espacio entre células pertenecientes al panel solar sea lo más pequeño posible, esto es importante ya que se reduce la superficie que no se expone al Sol. El proceso de cálculo de paneles solares fotovoltaicos se subdivide en dos partes: Instalaciones solares conectadas a red eléctrica:  aquellas que producen electricidad para cederla a la red eléctrica, obteniendo beneficios económicos y ambientales, también implican un coste económico elevado debido debido al transporte eléctrico, ya que este tipo de instalaciones se suelen dar en zonas rurales. Instalaciones solares aisladas:   aquellas que se autoabastecen, se suelen dar en viviendas unifamiliares, explotaciones agrícolas, balizas de señalización, farolas eléctricas, etc. La diferencia básica que existe entre las dos instalaciones es que unas utilizan baterías para acumular la energía eléctrica producida por el día, y otras tal como se genera la electricidad se introducen en la red eléctrica. ▪

▪

2.4.1 Cálculo de paneles solares para instalaciones conectadas a red eléctrica  El proceso consiste en saber la superficie en la que vamos a situar las placas, y efectuar una buena orientación e inclinación, también hay que considerar que los inversores o convertidores convert idores suelen ser de 5.000 W. El proceso de cálculo es el siguiente: Potencia del inversor a utilizar = 5.000 W  Pérdidas de conexionados y pérdidas por rendimiento del inversor = 10% Tensión de utilización utilizac ión entrada del inversor inverso r = 24 V, 48 V  Potencia de utilización

Potencia del inversor =

0, 90

Potenc Pot encia ia tot total al = Pot Potenc encia ia ins instal talada ada + pot potenc encia ia pe perdi rdida da en el con conexi exiona onado do Nº de pl plac acas as =

Potencia Poten cia utili utilizaci zación potencia del panel

Para Para mayor compresión efectuaremos un ejemplo.

Ejemplo 2.7 Nos han propuesto efectuar un estudio para averiguar aproximadamente el número de placas solares fotovoltaicas necesarias para instalar una potencia de 10 kW en un terreno en la provincia de Ciudad Real que se quiere utilizar para la generación de energía eléctrica por medio de una instalación solar fotovoltaica (se utilizan placas solares s olares de 135 W p).

1º Vamos Vamos averiguar la cantidad de inversores o convertidores necesitamos utilizar: 10.000  W  5.000  W 

=

2 inversores

2º Averiguaremos Averiguaremos la potencia de utilización que será igual a la potencia del inversor dividido por las pérdidas por conexionado que son un 10%: 10.000  W  0, 10

=

1.000  W 

3º Hallaremos la potencia total: 10.000 + 1000 = 11.000 W  4º Número de placas solares fotovoltaicas: nº de pl plac acas as =

potencia poten cia utili utilizaci zación potencia pico del panel

=

11.000 135

=

81, 48 placas solares

! Por redondeo al alza, el cálculo de placas está en base de 82 placas con una potencia de 135 W p.

Los inversores necesarios serán de: 5.000 + 5.000 + 1.000 = 11.000 W 

2 inversores de 5.000 W y 1 de 1.000 W  El número de placas para los inversores será: nº de placas = nº de placas =

5.000 135 1.000 135

=

37 placas solares

=

7, 4, tomaremos 8 placas solares

Es importante que las placas solares queden de forma par, par, porque la instalación será de 24 V, V, y como sabemos tendrán que ir montadas en serie de dos a dos. Efectuando un redondeo situamos cada inversor de 5.000 W con 36 placas solares más el inversor de 1.000 W con 10 placas solares. sol ares. 5.000 W……..36 placas solares 5.000 W……..36 placas solares 1.000 W……..10 placas solares  A continuación vamos averiguar averiguar los kWh que vamos a generar diariamente: diariamente: La energía que nos proporcionan las placas solares en una hora será, 10 kWh.

La radiación solar media media de Ciudad Real para una inclinación inclinación solar de 45º según anexo 1 es la siguiente: La radiación solar media por día será la suma de la radiación anual dividida por 12: 9.336 + 15.014 + 14.850 + 16.526 + 18.384 + 19.254 +

e

+ 22.000 +

22.054 + 19.828 + 14 .660 + 9 .828

+ 7 .164

o

/12 = 15.741, 5 kJ/m 2 día 

15.741,5 kJ/m 2 día # 0 ,024 = 377,79 langleys # 0,0116 = 4,38 HSP

! Se ha elegido la inclinación solar de 45º por considerar que es la más conveniente. Cada día las placas solares proporcionan: 10 kWh # 4,38 HSP = 43,8 kWh/día de media anual, esto significa que habrá días, por ejemplo en verano, en que la energía aportada será mayor y viceversa. -

24 V 

+

-

24 V 

+

+

convertidor 5.000 W  protecciones

centro de transformación CGP Caja General de Protección

protección diferencial R S T N

convertidor 5.000 W  protecciones

interruptor general

kWh

contador de salida 

embarrado general ICP Interruptor de control de potencia 

convertidor 1.000 W  protecciones

Esquema de la instalación solar fotovoltaica fotovoltaica a red eléctrica 

2.4.2 Cálculo de instalaciones solares aisladas Para Para efectuar el cálculo de paneles solares en este tipo de instalaciones, tenemos que introducir el concepto de rendimiento global, que es la cantidad de pérdidas cuantificadas por el efecto  Joule, convertidor convertidor,, batería o acumulador, acumulador, su valor es el resultado de la siguiente ecuación: RG

=

1

-

=^

1

-

kb

-

kc

-

k vh # 

ka  # N  

Pd

G

-

kb

-

kc

-

k v 

Simplificando la ecuación obtenemos: RG

=

^1

-

kb

-

kc

-

=

k vh #    1

ka  # N -

Pd

G

donde: k a   es el coeficiente de autodescarga dentro de la batería. Es la autodescarga diaria de la batería, a una temperatura entre 15ºC y 25ºC, este dato suele venir en las características de la batería y su valor es: 2 # 10-3/día: para baterías de baja autodescarga, como son las de Ni-Cd o las de Pb-Ca Pb-Ca sin mantenimiento 5 # 10-3/día: para las baterías estacionarias de Pb habituales en la utilización de la energía solar 12 # 10-3/día Para el resto de las baterías de alta autodescarga, normalmente son baterías con alto arranque, como las de los automóviles k b es el coeficiente de pérdidas por rendimiento en el acumulador. acumulador. Este coeficiente de pérdida es debido al rendimiento de la batería y su valor está comprendido entre 5 y 10%, esta variación es proporcional proporcional a la antigüedad antigüedad de la batería  batería  k c es el coeficiente de pérdidas supuestas al convertidor, si todo el sistema va conectado al convertidor tendrá un valor si no será igual a 0. Este coeficiente es debido a las pérdidas que se producen en el convertidor, en instalaciones a 230 voltios normalmente el rendimiento de un convertidor oscila entre el 80 y 95%, por los que las pérdidas oscilarán entre 20 y 5%, hay que tener en cuenta que si el sistema autónomo es mixto (partes con corriente continua y partes con corriente c orriente alterna por medio del convertidor) estas pérdidas se desprecian siendo de un valor igual a 0% k v   es el coeficiente que agrupa todas las pérdidas por el efecto Joule. Este coeficiente agrupa cualquier pérdida que halla en el circuito eléctrico y que no se halla contabilizado anteriormente, como son cables, conexiones, suele ser del 10% N son los días de autonomía reflejado en la tabla 2.3 Pd es la profundidad de la descarga admisible normalmente se sitúa entre un 60 y un 75% El proceso para el cálculo de paneles solares es el siguiente: 1º Cálculo del consumo máximo a prever (CT), en Wh/día  2º Cálculo del consumo de energía (E),

CT E=

V 

, en Ah/día 

3º Cálculo de la energía total necesaria (E T), E T =

E R G

4º Cálculo de las horas solar pico (HSP), radiación kJ/m 2 # 0, 024 = langleys # 0, 0116 = HSP  Ah/día = I módulo # HSP

5º Cálculo del número de módulos (nº de módulos),

nº de módul ulo os

=

ET  Ah/día 

donde : R G es el rendimiento global; I módulo es la intensidad del módulo que nos proporciona p roporciona el fabricante y nº de módulos, los necesarios para efectuar la instalación El número de paneles o módulos en paralelo (NPP) será igual al cálculo del nº módulos. El número de paneles o módulos en serie (NPS) será: NPS = Número total de paneles solares (NTP):

2.5 Cálculo de baterías

V utili utilizac zaciión V panel

NTP = NPP # NPS

 volver  vol ver

Las baterías o acumuladores son unos elementos indispensables en las instalaciones solares autónomas o aisladas, su fin es almacenar la energía eléctrica que el sol, por medio de su radiación, ha suministrado a las placas solares, para su posterior utilización en las horas en las que no haya sol (ciclo diario). Como paso previo para el cálculo de baterías se determina el número días de autonomía previsto (N), este número de días vendrá dado por: ▪

▪

Circunstancias particulares por el usuario. Características climatológicas del lugar. lugar.

También el cálculo de batería o acumulador acumulador mantendrá unas funciones básicas en las instalaciones solares: ▪

▪

▪

Suministrar una potencia instantánea superior a la de los módulos. Mantener estable el voltaje de la instalación. Suministrar energía en ausencia de radiación (días nublados, etc.).

Para poder cubrir periodos largos donde la nubosidad es abundante es necesario prever capacidades de baterías muy grandes. Esto hace un coste cos te en baterías muy elevado que serían  justificables en instalaciones del tipo militar militar o de señalización, telecomunicaciones, etc. La tabla que a continuación detallamos nos apunta los días de autonomía que pueden aceptarse para cada capital de provincia de España, de forma que la columna de la izquierda expresa el máximo de días que pueden estar nublados, estos datos han sido recogidos a partir de datos meteorológicos de los últimos años.

La columna central serían los datos más normales a utilizar para electrificar viviendas aisladas, con descargas de baterías consecuentes con las placas solares fotovoltaicas empleadas. La columna de la derecha representa el número mínimo de días que una batería puede estar en descarga, en este caso es necesario tener un tipo de apoyo por medio de aerogenerador eólico, o alternador por otro tipo de energía convencional o en su caso, disminuir el consumo habitual. Ciudad

Nº de días máximo

Nº de días normal

Nº de días mínimo

 Álava

25

20

15

 Albacete

19

15

11

 Alicante

16

13

10

 Almería

15

12

9

 Asturias

24

19

14

 Ávila

22

18

13

Badajoz

20

16

12

Baleares

19

15

11

Barcelona

20

16

12

Burgos

24

19

14

Cáceres

19

15

11

Cádiz

16

13

10

Cantabria

24

19

14

Castellón

17

14

10

Ceuta

13

10

8

Ciudad Real

19

15

11

Córdoba

18

14

11

La Coruña

22

18

13

Cuenca

21

17

13

Gerona

19

15

11

Granada

17

14

10

Guadalajara

21

17

13

Guipúzcoa

23

18

14

Huelva

16

13

10

Huesca

22

18

13

 Jaén

19

15

11

León

23

18

14

Lérida

23

18

14

Lugo

24

19

14

Ciudad

Nº de días máximo

Nº de días normal

Nº de días mínimo

Madrid

20

16

12

Málaga

15

12

9

Melilla

13

10

8

Murcia

15

12

9

Navarra

24

19

14

Orense

24

19

14

Palencia

24

19

14

Las Palmas

8

6

5

Pontevedra

21

17

13

La Rioja

23

18

14

Salamanca

22

18

13

Santa Cruz Tenerife

12

10

7

Segovia

22

18

13

Sevilla

18

14

11

Soria

21

17

13

Tarragona

19

15

11

Teruel

22

18

13

Toledo

21

17

13

Valencia

19

15

11

Valladolid

25

20

15

Vizcaya

24

19

14

Zamora

24

19

14

Zaragoza

21

17

13

Tabla 2.3 Días de autonomía 

2.5.1 Capacidad de la batería (c) Es la energía que vamos a necesitar a lo largo del día teniendo en cuenta las pérdidas que existen en la instalación cuantificada en el rendimiento global (R G): capa cidad =

energíaa tota energí otall rendimiento global

2.5.2 Rendimiento global (R G) Es la cantidad de pérdidas cuantificadas en la batería o acumulador, su valor se obtiene, como ya hemos visto en el apartado 2.4.2 , por la ecuación siguiente:

RG

=

1

-

=^

1

-

kb

-

kc

-

k vh # 

ka  # N  

Pd

Simplificando la ecuación obtenemos:

G

RG

-

=

kb

^1

-

-

kc

kb

-

-

k v 

kc

-

=

k vh #    1

k a  # N -

Pd

G

2.5.3 Capacidad útil de la batería (Cu) Es la capacidad, en Ah/día, que es preciso producir diariamente multiplicada por el número de días de autonomía (N), según la tabla de días de autonomía. Cu = C # N

2.5.4 Capacidad nominal (CN) Es la capacidad que nos ofrece el fabricante en sus características, y es igual al cociente de la capacidad útil (Cu) y la profundidad máxima de la descarga admisible (Pd). CN

=

Cu Pd

Esta capacidad de batería está referida a unas condiciones de trabajo estándar, a una temperatura entre 20 y 25ºC. Fig. 2.19 Bancada de baterías Fuente: Fulmen

Para mayor comprensión de este tema vamos a realizar un ejemplo.

Ejemplo 2.8 Vamos a efectuar una instalación solar para alimentar una estación de radio repetidora en la montaña, situada en la provincia de Toledo, Toledo, la radiación solar media es de unos 16.000 kJ/m 2, la potencia de utilización es de 100 W funcionando durante un tiempo de 15 minutos cada hora del día. 1º Si el funcionamiento es 15 minutos cada hora en 24 horas que tiene el día será: 15 min minuto utoss 1 ho hora  ra 

24 horas #

360 minutos/día  60 minutos/h

=

día  =

100  W # 6 horas/ dí a

360 36 0 mi minu nuto toss/día 

6 horas/día  =

600 Wh/ dí a 

  El consumo máximo (CT) en el día será 600 Wh/día. La tensión de funcionamiento de la estación de radio es 12 V. 2º La energía necesaria será: E

CT =

600 =

V 

=

12

50  Ah/día 

donde: E es la energía necesaria Ah/día; CT es el consumo total Wh/día y V es la tensión de utilización en el módulo  A continuación hallamos el rendimiento rendimiento global: RG

=

^1

-

kb

-

kc

-

=

k vh #    1

ka  # N -

Pd

G

donde: el valor de k a  es 2 # 10 -3/día = 0,002/día; 0,002/día; el de k b es 5% = 0,05; el de k c es 5% = 0,05; el de k v  es 10% = 0,10; el valor de N según tabla 2.3 es 17 días y P d que es la profundidad p rofundidad de descarga es 80% = 0,8 RG

=

^1

-

0, 05

-

0 , 05

-

;

0 , 10 h # 1

0, 002 # 17 -

0, 8

E

=

0,76

La energía total será: ET

E =

R G

50 Ah/día   =

0, 76

=

65, 78  Ah/día 

El consumo total será de 65,78 Ah/día, ahora se trata de comparar la corriente que nos genera un módulo solar fotovoltaico. fotovoltaico. Si partimos de las características del módulo A-135-P anteriormente descrito tendremos 7,58 A. 3º El siguiente paso es calcular las horas solares pico (HSP) para una radiación de 16.000 kJ/m 2 16.000 kJ/m 2 # 0,024 = 384 langleys # 0,0116 = 4,45 HSP  A continuación calcularemos los Ah/día que nos proporciona el módulo solar:  Ah/día = Imódulo # HSP = 7,58 # 4,45 = 33,73 Ah/día  Número módulos solares necesarios: nº de módu dulo loss =

ET  Ah/día 

=

65, 78  Ah/día  33, 73  Ah/día 

=

1,95 paneles solares

El NPP será igual 2 módulos o paneles solares.   Regulador V 

 A 

- +

- +

Magnetotérmico o fusible

- +

+

-

12 V  -       +

 (+) cable rojo o marrón  (-) cable negro o azul

-

-

      +

+

-

+

-       +

+

 Convertidor c.c.-c.a. c.c. c.a.  230 V   A repetidor radio

-

 Acumulador

Instalación solar fotovoltaica fotovoltaica aislada 

Ejemplo 2.9 Vamos a considerar el ejemplo anteriormente efectuado, donde teníamos una estación repetidora en la montaña, montaña, donde la energía necesaria es de 600 Wh/día lo que corresponde a 50 Ah/día. RG

=

^1

-

kb

-

kc

-

=

k vh #    1

ka  # N -

Pd

G

donde: el valor de k a  es 2 # 10 -3/día = 0,002/día; 0,002/día; el de k b es 5% = 0,05; el de k c es 5% = 0,05; el de k v  es 10% = 0,10; el valor de N según tabla 2.3 es 17 días y P d que es la profundidad p rofundidad de descarga es 80% = 0,8 RG

=

^1

-

0, 05

-

0 , 05

-

;

0 , 10 h # 1

0, 002 # 17 -

0, 8

E

=

0,76

Tendremos que la capacidad de la batería será: capa cidad =

energía total rendimiento global

=

50 Ah/día   = 65, 78  Ah/día  0, 76

La capacidad útil (C u) de la batería será: Cu = C # N = 65,78 # 17 = 1.118,26 Ah  Y la capacidad nominal de la batería batería será: CN

=

Cu Pd

1.118, 26 =

0, 8

=

1.397, 82  Ah

2.6 Caídas de tensión y sección de conductores

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Los cálculos de las caídas de tensión vienen dados por el Reglamento electrotécnico de baja tensión (REBT) para la longitud de los cables, es muy importante que las distancias distancias entre los elementos de la instalación sean las menores posibles, en todo caso, es recomendable que los valores no sobrepasen sobrepasen los tanto por ciento que a continuación continuación se detallan en en la tabla:  Valor  V alor admisible (REBT)

Valor recomendado

Tramo paneles solares-Regulador o inversor

3%

1%

Tramo regulador-acumulador

1%

0,5 %

Tramo acumulador-convertidor

1%

1%

Tramo convertidor-iluminación

3%

3%

Tramo convertidor-equipos electrodomésticos etc.

5%

3%

Tabla 2.4 Caída de tensión de los diferentes circuitos

Es recomendable que la sección mínima a utilizar en las conexiones de placas, reguladores y acumuladores sea 6 mm 2.

2.6.1 Cálculo de la sección del conductor Los cálculos de las secciones de los conductores variarán dependiendo si son en la parte del circuito de corriente continua, corriente alterna monofásica o corriente alterna trifásica. A continuación se detallan las fórmulas necesarias para dichos cálculos:

Corriente continua  Como consecuencia de trabajar con tensiones bajas (12, 24, 48 V), la intensidad aumenta considerablemente, produciéndose pérdidas por calor en los conductores, es por ello que la sección de dichos conductores será mayor. L R  =

r#

S

, también R  =

L K#S

Ω # mm2

R#S

ρ

=

=

L

m

=

Ω # mm2 /m

donde: r es la resistividad del cobre 0,01786 W # mm2 /m y K la l a conductividad del cobre 2 56 m/W # mm siendo ρ =

1 K 

&

ρ

=

2

0, 01786 Ω # mm / m

Por facilidad a la hora de efectuar el cálculo utilizaremos K. También sabemos que R 

=

^ Va

-

V bh

I

Si sustituimos tenemos: R 

=

^

Va

-

I

V b

h c m L

=

S

#

r

luego: S

^r # L # Ih =

^ Va

-

V bh

, comúnmente S

^2 # L # Ih =

56 # ^ Va

-

V bh

Corriente alterna monofásica  Para las líneas que trabajen en corriente alterna monofásica utilizaremos lo establecido en el Reglamento de Baja Tensión (REBT). El cálculo a seguir para hallar la sección adecuada será el siguiente: Siendo la caída de tensión en una línea monofásica e = R # I # cos a , como son dos líneas tendremos e = 2 # R # I # cos a , obviamente al ser líneas de poca longitud el coeficiente de autoinducción será igual a 0. L R  =

K#S

donde: K es 56 en cobre y 35 en aluminio; L es la longitud del conductor en m y S es la sección en mm2 La caída de tensión será: 2 # L # I # cos e=

K#S

a

También podemos expresar e de la forma: e=

2 # L # I # cos a K#S

Si e =

V  #

V 

2#L#P =

K # S # V 

% V  100

% V 

obtendremos que:

2#L#P =

100

K # S # V 

Podemos encontrar en esta fórmula el valor deseado despejando convenientemente. Por ejemplo la sección será igual a: 2 # L # P # 100 S=

2

K # % V 

Corriente alterna trifásica  La caída de tensión en un sistema trifásico es: si e =

3 # R # I # cos a L

R  =

K#S

tal como hemos visto anteriormente: 3 # L # I # cos a

e=

K#S 3 # L # I # cos a

e=

K#S

si P =

V  #

V 

3 # I # V  # cos a

tenemos que: L#P e=

K # S # V 

pero como sabemos e = así obtendremos:

% V  100

% V  100

L#P =

K # S # V 

de donde despejaremos adecuadamente para obtener el valor deseado.

Por ejemplo la caída de tensión % será igual a: L # P # 100 %=

2

K # S # V 

, el resultado vendría dado en %.

2.7 Esquemas y simbología 

 volver  vo lver

Para poder efectuar un proyecto o una memoria técnica es necesario poder expresar gráficamente la instalación que queremos diseñar, para ello existe un lenguaje gráfico que es la simbología. Un esquema es la unión de símbolos para la interpretación de una instalación, en nuestro caso fotovoltaica.

-

+

-

+

-

+

-

+

 Aereogenerador

Campo solar fotovoltaico -

+

-

+

-

+

-

+

 Regulador con convertidor Batería 

  Grupo electrógeno

Esquema 2.1 Instalación solar fotovoltaica  fotovoltaica 

Centro de transformación

Generador fotovoltaico Unidad de acondicionamiento de potencia 

Interruptor   general

Protección diferencial

(CGP) caja general de protección RST N

Inversor Protecciones

kWh

Embarrado general

(ICP) Interruptor de control de potencia 

Contador de salida  kWh

Contador de entrada 

Protección diferencial  A cuadro de distribución distribución

Esquema 2.2 Instalación solar conectada a red eléctrica  Simbología

Descripción Interruptor diferencial Interruptor automático magnetotérmico (PIA) Interruptor de control de potencia (ICP) forma1 Interruptor de control de potencia (ICP) forma 2 Corriente alterna  Corriente rectificada con componente alterna (también corriente rectificada y filtrada) Corriente continua el valor de la tensión se puede indicar con el símbolo Polaridad Polaridad positiva  Polaridad Polaridad negativa  Voltímetro, indicador de tensión

Simbología

Descripción  Amperímetro de corriente Vatímetro

Diodo dependiente de la luz (fotodiodo)

 Amperihorímetro (contador de amperios-hora) Contador de vatios-hora 

Caja derivadora 

Transformador Placa solar fotovoltaica 

?

Cuestiones

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1. Responder V de verdadero o F de falso, según corresponda a cada una de las siguientes afirmaciones:  V F 1. Para determinar determinar el valor de la radiación solar se emplea la irradiancia y la irradiación, que son, respectivamente, la energía y la potencia que nos irradia el Sol 2. La radiación solar que incide sobre s obre la atmósfera se mide en Langley  3. Una HSP se utiliza para saber la cantidad de horas de Sol que tenemos con una intensidad de radiación de 1.000 W/m 2 4. Las HSP dependen de la latitud 5. Llamamos incidencia al ángulo formado entre la radiación directa y la superficie captadora  6. Coincide el ángulo acimut igual a 0º con el sur 8. El montaje de baterías en paralelo aumenta la tensión

 V

F

7. La capacidad de almacenamiento de una batería depende del producto de la intensidad que puede suministrar por el tiempo en que puede efectuarlo 9. Si precisamos corriente alterna en una instalación fotovoltaica, tendremos que instalar un convertidor o inversor 10. Si aumentamos la tensión podemos disminuir la sección del conductor



Ejercicios propuestos

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EJERCICIO 2.1 Cuántas HSP de media anual tiene la Rioja cuando el Sol incide en una placa con una inclinación de 45º. EJERCICIO 2.2 Efectúa una instalación solar para alimentar una estación de radio repetidora en la montaña, la radiación solar media es sobre 20.000 kJ/m 2, la potencia de utilización es 300 W funcionando durante 20 minutos cada hora del día. ¿Cuál será la energía necesaria? EJERCICIO 2.3 Tenemos placas solares fotovoltaicas del tipo A-135P con c on unas dimensiones según catalogo de 1.476 # 659 # 35 mm. Averigua la distancia mínima entre las placas solares, consideramos que la latitud del lugar de la instalación es 38º y el ángulo de inclinación es 30º, ya que esta instalación solar se usa en verano. EJERCICIO 2.4 Se propone efectuar un estudio igual que en el Ejemplo 2.6 , cambiando el dato de latitud Madrid por Asturias. Haz un estudio para un posterior proyecto de instalación de placas solares fotovoltaicas en un hipermercado de 6.000 m 2, dentro de un recinto que tiene unos 8.000 m2 donde coexisten una zona con parques y jardines, zona lúdica de cines y ocio, un aparcamiento y un edificio destinado a oficinas. Se sitúa en Asturias con latitud de 43º22' orientación Sur, Sur, la cubierta será inclinada a 1 agua y estará fijada a 40º. La orientación de los módulos será a = –35º (Este). La altura del edificio es 20 m. La potencia a instalar RPTA = nº inversores = 1,2, redondeando al alza 2. Pérdidas por orientación e inclinación RPTA RPTA = 4,30’% Pérdidas por sombras RPTA = 8,55% EJERCICIO 2.5 Efectúa una instalación solar fotovoltaica donde tenemos un cable con una sección de 10 mm2, la instalación consiste en la conexión de las placas solares a una vivienda a la que tenemos que dotar de alimentación con una potencia de 2.000 W, la distancia de los módulos solares a la vivienda es 10 m, la tensión es 24 V. V. ¿Será suficiente la sección secc ión propuesta, sabiendo que la caída de tensión máxima permitida es de 5%?

Montaje de los paneles de las instalaciones de energía solar fotovoltaica 

3

Contenidos 3.1 Adquisición de equipos 3.2 Estudio previo de la instalación 3.3 Montaje de equipos 3.4 Componentes del montaje de la instalación solar  3.5 Estructuras de sujeción de paneles 3.6 Tipos de esfuerzos. Cálculo elemental de esfuerzos esfuer zos 3.7 Materiales. Soportes y anclajes 3.8 Sistemas de seguimiento solar  3.9 Motorización y sistema automático de seguimiento solar  3.10 Integración arquitectónica y urbanística  Cuestiones Ejercicios propuestos Índice

Montaje de los paneles de las Montaje instalaciones de energía solar fotovoltaica 

Tema 

3

Vamos a detallar los pasos a seguir para el montaje de las instalaciones de energía solar fotovoltaica. Por Por definición, sabemos que montaje: �es la unión de unas piezas para lograr el funcionamiento de una instalación». En el caso que nos ocupa, ocupa, el montaje de una una instalación de paneles solares solares fotovoltaicos, es la unión de todos los aparatos para que el sistema funcione correctamente. Dependiendo del tipo de instalación se pueden subdividir en: Instalaciones aisladas de c.c.  Aquellas en que la instalación no utiliza el convertidor y están compuestas por placas solares, regulador y baterías. Como ejemplo, tenemos sistemas de telecomunicaciones (repetidores), sistemas de señalización en carreteras, sistemas de iluminación exterior autónomos... Instalaciones mixtas c.c. y c.a.   Las que utilizan indistintamente convertidor, compuestas por placas solares, regulador, baterías y convertidor de corriente continua (c.c.) y corriente alterna (c.a.). Como ejemplo, serían aquellas instalaciones de viviendas que, aparte de autoabastecerse de energía eléctrica, pueden, según las circunstancias, ceder parte de energía eléctrica a las compañías suministradoras de electricidad. Instalaciones conectadas a la red.  Están formadas por paneles solares reguladores y convertidores, se emplean para ceder energía eléctrica a las compañías suministradoras de electricidad. Como ejemplo, serían los llamados huertos solares, que son grandes extensiones de terreno donde solo hay exclusivamente placas solares conectadas a las compañías eléctricas, en la actualidad actualidad existen en España un importante número de ellas. Las acciones a realizar realizar en un montaje de una instalación es el siguiente: siguiente: Estudiar la ubicación más correcta. Construir la estructura y los soportes de sujeción. Fijar los paneles y su conexión. Instalar en un habitáculo o local, baterías y equipos de regulación y control. Instalar, Instalar, tender y unir los cables para de la red de consumo. Verificar, realizar pruebas y poner en marcha.  A continuación se detalla algún tipo de instalación fotovoltaica. fotovoltaica. ▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

Fig. 3.1 Instalación aislada solar para Fig. 3.2 Instalación solar para fines agrícolas. Fuente: IDAE señalización y comunicaciones. Fuente: IDAE

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3.1 Adquisición de equipos Vamos a dar unas indicaciones sobre la adquisición de equipos, que es el paso previo al montaje: Es importante comprar equipos con ciertas garantías en lo referente al servicio postventa: reparaciones o recambios. Comprobar siempre que los equipos de la instalación adquiridos cumplen las especificaciones que el fabricante indica. ▪

▪

Fig. 3.3 Instalación solar en pérgola Fuente: IDAE

Conviene saber que las averías que se produzcan por defecto de componente, tienen la correspondiente garantía, sobre todo si el mal funcionamiento se manifiesta en los primeros días de uso de la instalación. Hay que prestar especial atención a la batería, pues al llegar al final de su vida útil, el ácido que contiene es peligroso para el medio ambiente. Lo normal en el caso de las baterías es recoger las que están inservibles y entregarlos al gestor de residuos.

▪

▪

3.2 Estudio previo de la instalación

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Uno de los problemas más importantes de las instalaciones solares es decidir el emplazamiento físico, la elección se hará con sumo cuidado, porque después es muy difícil hacer modificaciones, los puntos más importantes suelen ser: ▪

▪

▪

▪

Emplazamiento, es aconsejable no instalarlo demasiado lejos de la vivienda. Evitar sombras. Reservar un espacio para el acumulador. acumulador. Minimizar el tendido de los cables.

3.3 Montaje de equipos

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Los sistemas solares fotovoltaicos están compuestos por equipos y mecanismos eléctricos de regulación y control que efectúan diversas funciones, teniendo en cuenta su complejidad pueden ser: ▪

▪

▪

▪

▪

Reguladores de tensión de las placas solares, que pueden ser tipo shunt o serie. Sistemas de alarma, desconectadores, interruptores horarios.  Aparatos de medida (voltímetros, amperímetros, vatímetros). vatímetros). Convertidores c.c.-c.c. y c.c.-c.a. Protecciones eléctricas, interruptores, mecanismos de mando.

Como norma general es importante centralizar equipos en casetas o armarios, donde, los diversos circuitos eléctricos, se puedan agrupar en un cuadro eléctrico. Para efectuar estos montajes se tendrán en cuenta una serie de especificaciones: Los equipos estarán centralizados en un local donde, preferentemente, habrá un cuadro eléctrico que estará cerca del sistema de acumulación. Las instalaciones solares fotovoltaicas cumplirán las especificaciones del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT). En las tomas de corriente continua estarán identificados los polos positivos y negativos, para que no se puedan invertir, esto se efectuará por medio de tomas de corrientes especiales. Las protecciones en corriente continua estarán compuestas por interruptor magnetotérmico y fusibles, preferentemente a la salida de la l a batería. Tanto los convertidores c.c.-c.a. como los de c.c.-c.c. se instalarán próximos a las baterías. La caída de tensión entre el regulador y la batería será inferior a 0,1 V, V, de esta forma no afectará a los márgenes de regulación. En instalaciones alejadas, donde no pueda haber un mantenimiento de forma continúa, se procurará que el montaje del regulador incorpore un desconectador de los acumuladores por baja tensión. Es muy importante una adecuada refrigeración o ventilación por convección en los reguladores tipo shunt; en los locales técnicos donde se sitúen los componentes de la instalación, los reguladores se situarán en la pared vertical, de modo que se permita la ascensión del aire caliente que suelen emitir. emitir. ▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

3.4 Componentes del montaje de la instalación solar

 volver  vol ver

Para poder efectuar el montaje de la instalación, a continuación establecemos una pauta de montaje y comprobación para poder llevar l levar la instalación satisfactoriamente.

Paneles solares: ▪

▪

Características del panel: 9 Marca. 9 Modelo. ( W p). 9 Potencia pico (W  9 Tensión nominal. 9 Dimensiones. Disposición de los paneles: 9 Número de paneles. 9 Orientación. 9 Inclinación.

Distribución. 9 Sombras. Conexionado eléctrico: 9 Esquema detallado de conexionado eléctrico de los paneles y accesorios por batería de paneles. 9 Secciones y distancias de los conductores. 9 Tomas de tierra y elementos de protecciones de sobretensiones, intensidades y defecto de tierra. Estructura de soporte: 9 Tipo de soporte. 9 Material utilizado para las estructuras. 9 Tornillería. 9 Disponer de conexión a tierra. 9 Disposición del panel con respecto a la sombras. Conducciones eléctricas: 9 Secciones. 9  Aislamiento y protección. 9

▪

▪

▪

 Acumulación: ▪

▪

▪

▪

▪

▪

Marca y modelo.  Aislamiento y protecciones. Capacidad parcial y total . Estado de la batería (físico, contactos, tensión, densidad). Características de las salas de baterías. Esquema de las conexiones con sus elementos.

Sistema auxiliar: ▪

▪

Característica: 9 Marca modelo. 9 Potencia. Esquema de conexiones: co mbinación solar. solar. 9 Descripción de la maniobra de combinación 9 Elementos eléctricos específicos.

Dimensionado: ▪

 Análisis de la demanda estimada: estimada: 9 Tipos de consumos. 9 Estacionalidad.

▪

Dimensionado del sistema: 9 Potencia Pico necesaria (W p). 9 Comparación entre la producción eléctrica y el consumo.

3.5 Estructuras de sujeción de paneles

 volver  volv er

 A menudo, cuando se efectúa una instalación solar, solar, se presta más atención al número de módulos solares que se van a emplear, emplear, descuidando el diseño y la selección de los elementos que se tienen que fijar en tierra, en el techo o en la fachada. Los módulos solares fotovoltaicos tienen poco peso, por ejemplo la placa solar de 135 W p marca Atersa, según características de fabricante, pesa 12,80 kg, en cambio, tiene una superficie opuesta al viento de aproximadamente de 1 m 2, si suponemos una zona con vientos fuertes del orden de 150 o 170 km/h, dimensionaremos el soporte de la placa para este tipo de esfuerzo.

3.5.1 Tipos de estructura  Dependiendo la situación de las placas, podremos hablar del tipo de esfuerzo. Para el emplazamiento de los paneles no hay que olvidar la integración en la comunidad y la protección contra robos. Los tipos más comúnmente empleados para instalaciones solares en general son:

 Ancladas en el suelo.  Forma más común de instalación en grandes conjuntos solares, por ejemplo huertos solares, esta forma de instalación atenúa la fuerza del viento, ya que a menos altura, la incidencia del viento es menor que en las capas altas. También También destaca la facilidad de instalación y mantenimiento. Estas instalaciones suelen protegerse por cierres metálicos para evitar el paso de animales y personas, el único inconveniente es que pueden producirse sombras parciales o ocasionales. Las estructuras serán robustas y con fuertes anclajes. ▪

Fig. 3.4 Placa solar anclada en el suelo

Sobre mástil. Sistema  que se da en instalaciones que dispongan de mástil o haya que realizar un montaje especial con mástil. Las instalaciones susceptibles a este tipo suelen ser de pequeña potencia: farolas, balizamientos, señalización, repetidores, etc. Los mástiles no soportarán muchas placas solares, ya que si no habría que sujetar el mástil con tirantes o riostras de sujeción. ▪

Fig. 3.5 Instalación solar sobre mástil

Fig. 3.6 Instalación solar sobre fachada 

 Anclados en fachadas.  La más utilizada en instalaciones aisladas de viviendas, consiste en acoplar la estructura en una fachada de la vivienda, presenta muchas ventajas como: seguridad debido a la altura de las placas, disminución de la acción del viento, fácil instalación por medio de tacos de expansión, facilidad de mantenimiento y limpieza de placas. Como inconveniente: la situación de la fachada, ya que ha de estar orientada al Sur, cualquier otra situación puede variar el rendimiento del sistema.

Fig. 3.7 Instalación sobre tejados y cubiertas

Instalación sobre tejados o cubiertas.  Montaje más utilizado por orientación y lugar adecuado, superficie-espacio. El anclaje no presenta problemas si se tiene en cuenta que hay que asegurar la impermeabilidad del tejado y no permitir que se puedan producir pequeños depósitos de agua, pueden existir problemas de retención de nieve.

▪

▪

3.6 Tipos de esfuerzos. Cálculo elemental de esfuerzos esfuer zos

 volver  vo lver

El tipo de anclaje para los soportes de módulos solares fotovoltaicos depende de su ocupación en cubierta, terrado, fachada o sobre mástil y de las fuerzas que actúan sobre estos a consecuencia de la presión del viento a la que se encuentre sometido. Como los módulos siempre estarán situados con dirección Sur, el único viento que puede representar un riesgo es el que venga del Norte, que producirá fuerzas de tracción sobre los anclajes, que siempre son más destructivas que las fuerzas de compresión. La presión dinámica que ejerce el viento es igual a:

1 Pviento =

2

2

# D # V 

donde: Pviento es la presión del viento en N/m 2 o pascal (Pa); D es la densidad cuyo valor en el aire es igual a 1,22 kg/m 3; V es la velocidad del vientos en m/s

Ejemplo 3.1 Se debe hallar la presión del viento para una velocidad de 28 m/s, en una placa solar fotovoltaica de 1 m 2. P viento =

1 2

2 #D#V =

1 2

#

1, 22 # 28 2 = 478, 24 N/m2, o lo que es lo mismo 478, 24 Pa  

Para evaluar con precisión la fuerza que puede actuar sobre los módulos emplearemos la siguiente ecuación: F = P # S # sen

2

a

donde: F es la fuerza, en newton; P es la presión frontal del viento si los módulos estuvieran en posición vertical al viento; S es la superficie de la placa, en m 2 y a  es el ángulo de inclinación de los módulos respecto de la horizontal Para Para una mejor comprensión efectuaremos un ejemplo.

Ejemplo 3.2 Vamos a calcular la fuerza que ejerce el viento de 150 km/h sobre un grupo de 6 placas solares de fotovoltaicas de 135 W p, que tienen una inclinación de 45º sobre la horizontal. horizontal. 1º Conocer la superficie de los módulos solares como ya sabemos el modulo solar fotovoltaico de 135 W p tiene unas dimensiones según fabricante de 1.476 # 659 # 35 mm y siendo su superficie: 1.475 # 659 = 972.025 mm 2 Vamos a pasar de mm 2 a m2 para ello dividiremos por 1.000.000: 972.025 mm 1.000.000

2

=

0,972 m

2

La superficie total de los módulos solares será: 0,972 # 6 = 5,83 m 2 2º Pasaremos Pasaremos los 150 km/h a m/s: 150 #

km

1.000 m #

h

1 h #

1 km

3.600 s

150 # 1.000 =

3.600

=

41, 66 66 m/s

3º A continuación hallaremos la presión p resión dinámica del viento: P viento

1 = 

2

#D#V

2

1 =

2

#

1, 22 22 # 41, 66 66

2

=

2

1.058, 68 68 N/m , o 1.058, 68 68 Pa

 

4º Por último hallaremos la fuerza que ejerce el viento sobre las placas: F = P # S # sen2 a = 1.058,68 # 5,83 # 0,50 = 3.086,05 N El soporte que colocaremos para esta fuerza ejercida por el viento nos demuestra el gran efecto que puede hacer el viento sobre los módulos solares, tenemos que pensar que un mal anclaje o un diseño erróneo de la estructura puede afecta negativamente en la instalación de las placas solares fotovoltaicas. No solo la acción del viento puede ser el problema, también tendremos cuidado con la nieve, el hielo, la lluvia. Podemos aventurarnos a decir que el soporte del panel solar fotovoltaico cumple una doble función, por una parte la mecánica por tener un ensamblaje y, por otra, que es la l a orientación para captar la radiación solar sol ar..

3.7 Materiales. Soportes y anclajes

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Los materiales utilizados para las instalaciones suelen ser perfiles metálicos, aunque también se están utilizando utilizando fibra de vidrio para los montajes, montajes, los más utilizados utilizados son:

 Aluminio anodizado: ▪

▪

▪

▪

▪

Utilización Utilización en pequeñas estructuras. Fácil mecanización. Poco peso y gran resistencia. Material muy efectivo por su resistencia a la corrosión. Se suelen unir con remaches.

Hierro corriente: Es más barato y fácil de conseguir. conseguir. Se pueden unir los perfiles mediante soldadura eléctrica. No tienen mucha resistencia a la corrosión y por lo tanto hay que aplicar después de la construcción pintura anticorrosiva.

▪

▪

▪

Hierro (acero galvanizado): ▪

▪

▪

▪

Utilización Utilización en grandes instalaciones. Soportan potentes vientos. Se unen mediante tornillos. Tiene una buena resistencia a la corrosión.

 Acero inoxidable: inoxidable: ▪

▪

▪

▪

Es el mejor material, relación material precio es elevado. Su utilización más rentable es en ambientes salinos. Larga vida de este material. Material muy efectivo contra la corrosión.

Fibra de vidrio: ▪

▪

▪

▪

Es nuevo material sintético. s intético. Cualidades físicas y mecánicas excelentes. Material con muy poco peso. Se combina muy bien con el acero galvanizado.

Kits de montajes prefabricados: ▪

▪

▪

Los suministra la propia empresa que fabrica los paneles solares. Su montaje es muy sencillo (no hace falta ninguna técnica especial). El anclaje al terreno es mediante hormigón a base de tacos con tornillos.

Materiales empleados para la unión de los paneles solares: Normalmente será de acero inoxidable, aluminio, maderas tratadas. Tornillos y elementos de fijación tendrán elementos de plástico para evitar el paso de corrientes galvánicas y así impedir la corrosión. Puntos de sujeción, siempre que sea posible, la instalación se situará en superficies horizontales, sobre estructuras de hormigón en masa mediante tacos metálicos de expansión. En caso de utilizar mástiles con mucha superficie se puede utilizar tirantes o riostras de sujeción. ▪

▪

▪

▪

3.8 Sistemas de seguimiento solar

 volver  vol ver

Los sistemas de seguimiento solar tienen por objetivo mantener la captación de la radiación solar, para ello, los paneles se orientan siguiendo la posición del sol durante las horas útiles de captación. Existen tres tipos: Sistema por seguimiento sobre soporte estático. Sistema por seguimiento por un eje. Sistema por seguimiento por dos ejes. ▪

▪

▪

3.8.1 Sistema de seguimiento sobre soporte estático

Fig. 3.8 Seguimiento solar estático

Soporte que no tiene movimiento y que depende de la latitud de la instalación, por medio de un estudio se da a la instalación la inclinación más adecuada y de ese modo la mayor radiación posible. Es el sistema más simple y el habitual en todas las instalaciones, por simplicidad y coste económico.

3.8.2 Sistema de seguimiento por un eje

  Recorrido Este-Oeste  (Acimut)

  Recorrido   Norte-Sur  (Inclinación)

Fig. 3.9 Seguimiento solar por un eje (acimut o inclinación)

Seguimiento que mueve el soporte en una dirección esto lo efectúa de forma acimutal acimutal o por inclinación, es es un sistema incompleto pero mejora la captación solar con respecto al sistema con soporte estático. Como norma general, en este sistema, el eje Norte-Sur permanece fijo variando el mismo según el recorrido del Este-Oeste. Se suelen instalar en estructuras pequeñas.

3.8.3 Sistema de seguimiento por dos ejes Efectúa un seguimiento total del sol en altitud y en acimut, obteniendo la máxima radiación solar la mayor parte del día, su utilización es muy notable en sistemas de precisión con estructuras pesadas. Este sistema se subdivide a su vez en tres sistemas básicos: Sistema mecánico. Realiza un seguimiento total por medio de un motor y un sistema de engranajes, el problema que presenta es que hay que efectuar ajustes según temporada, ya que el sol varía a lo largo del año y, por tanto, hay que adaptar el movimiento del soporte. ▪

Fig. 3.10 Seguimiento solar por dos ejes (acimut e inclinación)

Dispositivos de ajuste automático.   Actúa por medio de sensores que detectan cuando la radiación no incide perpendicularmente, variando los paneles solares a la posición ideal y consiguiendo la mejor radiación, este movimiento se efectúa por medio de motores. Dispositivos sin motor. motor. Pueden estar formados por sistemas neumáticos o hidráulicos, los primeros utilizan las propiedades que tienen algunos gases con su evaporación y su compresión, en el caso de los segundos, las propiedades son debidas a los fluidos que suelen ser aceites. En general los sistemas de seguimiento solar pueden lograr un aumento entre el 30 y el 40% de la energía captada, lo primero que tenemos hacer para determinar su rentabilidad es evaluar el coste de la instalación del sistema s istema de captación y la ganancia derivada del aumento de la energía. ▪

▪

3.9 Motorización y sistema automático de seguimiento solar  volver  vol ver Los métodos de seguimiento del sol pueden ser: Por trayectoria astronómica.  Tipo de seguimiento indirecto del sol, con el consiguiente problema de no necesitar los rayos solares, por tanto son inmunes a los nublados. Se utilizan en campos solares del tipo térmico. Por seguimiento seguimi ento por fotosensor. Sistema de seguimiento directo del sol, se pueden utilizar tanto paneles térmicos como fotovoltaicos. Es el seguimiento más empleado, se valen de la radiación solar directa para detectar la posición del sol. La problemática aparece cuando se oculta el sol por medio de nubes, cuando el sol reaparece, el fotosensor hace girar el motor hasta llegar al punto máximo de radiación, que se consigue mediante un bucle de control y utilizando sistemas de fotosensores situados en el panel; en caso de error, error, los motores girarán hasta que el sensor encuentre la l a máxima radiación. ▪

▪

3.10 Integración arquitectónica y urbanística 

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Los elementos arquitectónicos convencionales se van a sustituir por nuevos elementos arquitectónicos que incluyen módulos solares fotovoltaicos, esto genera una nueva concepción del uso de la energía sin romper la que tenemos de las estructuras de los edificios, es lo que entendemos por po r integración arquitectónica.

Para Para no romper la estética arquitectónica o urbanística suelen utilizarse módulos fotovoltaicos especiales que ejercen una doble función: revestimiento, cerramiento o sombreado, y sustitución de elementos constructivos convencionales. Las aplicaciones de integración más frecuentes en edificios son: recubrimiento de fachadas, muros cortina, parasoles en fachada, pérgolas, parking, cubiertas planas acristaladas, lucernarios en cubiertas, lamas l amas en ventanas, tejas solares, barandillas solares. Para Para poder conseguir una estética y una mejor integración arquitectónica, cuando se efectúa el proyecto se tendrán en cuenta los elementos solares en el diseño del edificio, de esta forma logramos un aspecto mejor y aminoramos costes por la sustitución de los elementos convencionales por los solares fotovoltaicos.  A veces es necesario mantener el elemento convencional con el fin de mantener la estética del edificio. Los elementos empleados en arquitectura son las células solares, llamadas amorfas, aunque su rendimiento solar es algo bajo (11%) se adaptan a cualquier tipo de estructura (tejados, barandillas, etc.). También se utilizan para aplicaciones arquitectónicas las células convencionales en cristal, que tienen doble función: la captación solar y la semitransparencia, semitransparencia, que ayuda aumentar aumentar la luminosidad en el interior del edificio.

?

Cuestiones

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1. Responder V de verdadero o F de falso, según corresponda a cada una de las siguientes afirmaciones:

 V 1. Una instalación aislada de c.c., es aquella que no utiliza inversor y está configurada para temas muy concretos 2. La parte que podemos considerar considerar como la más importante en en una instalación solar fotovoltaica es el emplazamiento 3. Los reguladores pueden ser del tipo shunt o serie 4. Las instalaciones solares fotovoltaicas deben cumplir el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) 5. Las estructuras para la sujeción de los paneles solares fotovoltaicos pueden ser fijas o movibles 6. Los vientos que provienen del Sur pueden producir un riesgo en la instalación

F

 V

F

7. Los sistemas de seguimiento solar pueden ser s er fijo, de un eje y de dos ejes 8. Los métodos de seguimiento solar pueden ser por trayectoria astronómica y por seguimiento por fotosensor 9. Los elementos empleados para arquitectura son las células solares llamadas amorfas y su rendimiento un 20% 10. Se pueden emplear células de captación semitransparente para aumentar la luminosidad en el interior del edificio

 Ejercicios propuestos

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EJERCICIO 3.1 Halla la presión del viento en HPa, para una velocidad de 35 m/s.

EJERCICIO 3.2 Hemos medido la presión que ejerce el viento en una placa solar fotovoltaica de 1,2 m 2 y nos da 10 HPa, ¿cuál será la velocidad del viento en km/h?

EJERCICIO 3.3 Calcula la fuerza que da el viento de 100 km/h sobre un grupo de 6 placas solares de fotovoltaicas de 135 W p, que tienen una inclinación de 30º sobre la horizontal. La superficie de los módulos solares tiene unas dimensiones según fabricante de 1.476 # 659 # 35 mm, el módulo solar fotovoltaico de 135 W p.

Montaje de las instalaciones de energía solar fotovoltaica 

4

Contenidos 4.1 Características de la ubicación de los acumuladores ac umuladores 4.2 Conexión de baterías 4.3 Ubicación y fijación de equipos y elementos 4.4 Conexión 4.5 Esquemas 4.6 Conexión a tierra  Cuestiones Ejercicios propuestos

Índice

Montaje de las instalaciones Montaje de energía solar fotovoltaica 

Tema 

4

Es la fase donde el proyecto se realiza físicamente, el proyectista observa el montaje de la instalación, ya que pueden surgir dificultades o situaciones no tenidas en cuenta y que pueden dar lugar a modificaciones que se efectuarán in situ. Las acciones que se realizarán para efectuar el montaje de una instalación solar fotovoltaica son: Comprobar la ubicación por si es la correcta, cercanías a los hogares o lugares comunitarios, orientación de los paneles. Construcción de la estructura soporte. Conexión de los paneles. Montaje de baterías y equipos de regulación y control. Tendido de cables y red de consumo. Pruebas y verificación, y puesta en marcha.

▪

▪

▪

▪

▪

▪

4.1 Características de la ubicación de los acumuladores

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Otras de las partes fundamentales del sistema solar fotovoltaico es el sistema de acumulación. Su misión es suministrar una potencia instantánea durante un tiempo limitado y mantener un nivel estable. El montaje de los acumuladores presenta dos aspectos diferenciados: Lugar de ubicación de los mismos. Montaje y conexionado eléctrico. La ubicación de los acumuladores es una decisión delicada, por eso es importante encontrar un cuarto caseta o, como mucho, un habitáculo o habitación ventilada, fuera de zonas que el usuario habitualmente utiliza. ▪

▪

Otro error que se comete comúnmente es situar el regulador o cualquier aparato electrónico encima mismo de las baterías, ya que normalmente estas desprenden gases ácidos muy nocivos para cualquier aparato electrónico. El Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión Tensión (REBT) en su apartado 7 de la ITC-30 , dice: �Los locales en que deban disponerse baterías de acumuladores con posibilidad de desprendimiento de gases, se considerarán como locales o emplazamientos con riesgo de corrosión debiendo cumplir, además de las prescripciones señaladas para estos locales, las siguientes: El equipo eléctrico utilizado estará protegido contra los efectos de vapores y gases desprendidos por el electrolito. Los locales deberán estar provistos de una ventilación natural o forzada que garantice una renovación perfecta y rápida del aire. Los vapores evacuados no deben penetrar en locales contiguos. ▪

▪

La iluminación artificial se realizará únicamente mediante lámparas eléctricas de incandescencia o de descarga. ▪

Las luminarias serán de material apropiado para soportar el ambiente corrosivo y evitar la penetración de gases en su interior.

▪

Los acumuladores que no aseguren por sí mismos y permanentemente un aislamiento suficiente entre partes en tensión y tierra, deberán ser instalados con un aislamiento suplementario. Este aislamiento no podrá ser afectado por la humedad.

▪

Los acumuladores estarán dispuestos de manera que pueda realizarse fácilmente la sustitución y el mantenimiento de cada elemento. Los pasillos de servicio tendrán una anchura mínima de 0,75 m. ▪

Si la tensión de servicio en corriente continua es superior a 75 V con relación a tierra y existen partes desnudas bajo tensión que puedan tocarse inadvertidamente, el suelo de los pasillos de servicio será eléctricamente aislante.

▪

Las piezas desnudas bajo tensión, cuando entre estas existan tensiones superiores a 75 V en corriente continua, deberán instalarse de manera que sea imposible tocarlas simultánea e inadvertidamente».

▪

Como ya sabemos, el rendimiento de un acumulador depende de su s u temperatura ambiente, la temperatura ideal está comprendida en 20ºC, la capacidad de la batería se reduce notablemente al disminuir dicha temperatura, es perjudicial para un acumulador tener temperaturas por debajo de 15ºC y por encima de 35ºC, por tanto, es fundamental no tener las baterías a la intemperie. La ubicación ideal de una batería es: Lo más cercana a los paneles solares fotovoltaicos, ya que la caída de tensión panelbatería sería mínima y el coste de los cables también.

▪

Un lugar con poca humedad y buena ventilación, ya que ayuda a que los ácidos corrosivos de la batería no se acumulen en los procesos de carga; aunque en plantas solares pequeñas no tiene mucha importancia, no hay que menospreciarlo en grandes plantas solares. ▪

Las ventilaciones serán las adecuadas para que haya suficiente recirculación del aire, con aberturas en la parte superior e inferior, de esta forma conseguimos renovación de aire y poca acumulación de gases nocivos y corrosivos.

▪

El local debe estar situado de forma que la oscilación de temperatura invierno verano sea la mínima. ▪

En lugares donde las baterías estén en zonas muy frías de alta montaña, es imprescindible la protección de estas por medio de un aislamiento apropiado.

▪

La estructura de ubicación será en bancadas especiales y construidas para este fin. Las bancadas de maderas son muy asequibles, tanto técnica como económicamente, se colocan formando estanterías.

▪

4.2 Conexión de baterías

 volver  vo lver

El peligro fundamental del conexionado de las baterías es trabajar con corriente continua. El problema surge por la polaridad, ya que una inversión de polaridad puede resultar peligrosa para la instalación, como norma general, en los paneles vienen marcados los polos pol os positivos, con signo (+) y los negativos, con signo (–). Para Para poder efectuar el conexionado de las baterías o acumuladores y obtener un determinado voltaje o intensidad, debemos atenernos a unas reglas de conexión. Supongamos que tenemos 6 vasos de batería con una tensión por vaso de 2 V y capacidad de 100 Ah. En la conexión en serie con este montaje sumamos el valor de la tensión, manteniendo la misma capacidad de batería, ver figura adjunta derecha.

100 Ah

2V 2V

2V

2V

-

2V

2V  

+

12 V 

Fig. 4.1 Conexión de baterías en serie

VTοtal = 2 V + 2 V + 2 V + 2 V + 2 V + 2 V = 12 V

 

Capacidadbatería  = 100 Ah = 100 Ah = 100 Ah = 100 Ah = 100 Ah = 100 Ah

La energía (Wh) que puede ser almacenada en una configuración de baterías en serie será:  Wh = VTοtal # CapacidadBatería  = 12 V # 100 Ah = 1.200 Wh ο 1, 2 kWh 100 Ah

Conexión en paralelo con este montaje sumamos el valor de la capacidad, manteniendo la misma tensión de la batería, ver figura adjunta derecha.

100 Ah

100 Ah

VTοtal = 2 V  Capacidadbatería  = 100 Ah + 100 Ah + 100 Ah + +

100  Ah + 100 Ah + 100 Ah = 600 Ah

100 Ah

La energía (Wh) que puede ser almacenada en una configuración de baterías baterías en paralelo será:

100 Ah

 Wh = VTοtal # CapacidadBatería =   2 V # 600 Ah = 100 Ah

1.200  Wh ο 1, 2 kWh

Se observa que la energía suministrada en las dos configuraciones es 1,2 kWh.

-

2 V 

+

Fig. 4.2 Conexión de baterías en paralelo

En la configuración en serie trabajamos con una tensión de 12 V, V, que es tensión normalizada, y una capacidad de acumulación de 100 Ah. Por contra, en la l a configuración en paralelo trabajamos con una tensión de 2 V y una capacidad de acumulación de 600 Ah, se comprueba que esta configuración no es económicamente rentable por tener que utilizar cables con secciones muy grandes, y no ser una tensión normalizada (12, 24, 48 V). Existen otras conexiones de baterías, como son las llamadas mixtas, siendo su composición la unión de la configuración serie-paralelo. Una regla fundamental en este tipo de conexiones es que tanto las capacidades como las tensiones de las baterías sean iguales.  A continuación vamos detallar algunas de las configuraciones posibles de interconexionado de baterías: -

+

-

+

-

+

     +

-

     +

-

     +

-

2 V 

-

+

12 V 

2 V 

-

+

-

+

     +

-

     +

-

+

-

     +

-

-

-

+

-

+

     +

-

     +

-

+

-

     +

-

+

24 V 

2 V 

2 V 

-

+

-

+

-

     +

-

     +

-

     +

-

+

-

+

-

     +

-

     +

     +

-

+

-

+

-

+

-

+

     +

-

     +

-

     +

-

+

-

+

-

+

-

+

-

     +

-

     +

-

     +

-

-

+

-

48 V 

Fig. 4.3 Conexión de baterías en serie 12 V, 24 V, 48 V 

En una instalación solar fotovoltaica es de vital importancia el uso de buenas baterías estacionarias, su regulación de los proceso de carga, evitando tanto las sobrecargas prolongadas como las descargas profundas. Fig. 4.4 Instalación de baterías para instalación solar

Ejemplo 4.1 Tenemos una instalación solar sol ar fotovoltaica en la que hay conectado un acumulador en carga que recibe una corriente de 5 A, si medimos con un voltímetro nos da una tensión de 14,6 V, V, si desconectamos las placas solares, el voltímetro nos marca 13,4 V. V. ¿Cuál será la resistencia interna que tiene el acumulador? V

R I

=

=

E + I # RI   E - V  I

=

14, 6 - 13, 4 5

=

0, 24 W

! En c.c. comprobar que se corresponde la polaridad del voltímetro, normalmente la pinza de color rojo (+) y la de color negro (–).

+

+

-

-

+

+

-

-

-

+

+

14,6 V 

+

+

voltímetro

-

+

-

+

-

+

-

13,4 V 

-

+

-

-

+

+

-

voltímetro

 Siguiendo con el mismo ejemplo, supo ngamos que el acumulador está cargado y desconectado de las placas solares fotovoltaicas (periodo nocturno) con carga de consumo, medimos nuevamente con el voltímetro y tenemos una lectura de 12,3 V, V, si despreciamos la caída de tensión en los cables de la carga. Averiguar la potencia Voltímetro de la carga que estamos alimentando. +

V = E + I # RI  

+

Despejamos la intensidad de corriente: I P

E =

=

-

V 

R I V#I

13, 4 =

=

-

-

12, 3

0, 24

12, 3 # 4, 58

+

-

=

4, 58  A 

+ -

=

56, 33 W

 

El aparato que está conectado al acumulador tiene una potencia de 56,33 W.

12,3 V  +

carga 

+ + -

4.3 Ubicación y fijación de equipos y elementos

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La ubicación es la situación en la se encontrará la instalación donde se va a efectuar el proyecto, y se deberá saber: Latitud. Longitud.  Altitud. Clima (precipitaciones, vientos). El Código Técnico  divide España en 5 zonas: Técnico de Edificación (CTE) en su apartado apar tado HE5  divide ▪

▪

▪

▪

Zona 1: H < 3,8 kWh/m 2 Zona 2: 3,8 ≤ H <4,2 kWh/m 2 Zona 3: 4,2 ≤ H < 4,6 kWh/m 2 Zona 4: 4,6 ≤ H < 5,0 kWh/m 2 Zona 5: H ≥ 5,0 kWh/m 2 Dentro de la ubicación, y una vez sepamos donde vamos a situar los paneles solares fotovoltaicos, se averiguará: ▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

Inclinación de los módulos.  Área ocupada por los paneles fotovoltaicos. fotovoltaicos.  Área instalada de paneles paneles fotovoltaicos. Tensión de trabajo de la instalación. Tensión nominal del campo solar.

Tiempo de utilización (horas/año). Número de módulos fotovoltaicos. Número de módulos fotovoltaicos en serie. Número de ramas de módulos fotovoltaicos en paralelo. Número de reguladores. Número de baterías. Potencia del módulo fotovoltaico. Potencia instalada. El siguiente paso será saber de qué elementos constará la instalación: Estructuras de soporte de módulos fotovoltaicos. Paneles Paneles solares. Baterías. Regulador. Inversor. Energía auxiliar de apoyo: grupo electrógeno. Cableado. Dispositivos de seguridad. Dispositivos de control.  Aislamiento. Como comentábamos en el tema 3, las estructuras de soporte sopor te de módulos fotovoltaicos, que deben ser suficientes para soportar el peso y las inclemencias del tiempo del lugar, podrán ser: Soportes fijos o estáticos. Soportes con movimiento de un eje (acimut o inclinación). Soportes automáticos o de dos ejes. Los paneles solares, dependiendo del uso de la instalación, siempre se instalarán lo más cercano al consumo, tanto en viviendas aisladas, huerto solar, etc. ▪

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La fijación de los paneles y elementos serán sobre estructuras soportes, estas podrán ser fijas o movibles dependiendo del uso que vamos a dar a la instalación. En una instalación solar fotovoltaica los diferentes equipos y elementos a ubicar son los siguientes:

Paneles solares. Reguladores. Estarán ubicados en casetas o habitáculos ideados para tal fin, cerca de los acumuladores y su fijación será en anclaje en la pared con tacos de expansión. El local estará libre de humedades y con ventilación cruzada. cr uzada.

▪

▪

 Acumuladores.  Acumula dores.  Estarán protegidos de fenómenos atmosféricos en un habitáculo o local cerca del regulador y del inversor o convertidor, los elementos de fijación de los acumuladores serán sobre una bancada especial con apoyos en el suelo cerámicos, que los aislarán del suelo o de posibles humedades, el lugar dispondrá de ventilación cruzada. ▪

Inversores Inversores o convertidores (c.c. o c.a.) . Se ubicaran lo más próximos a la batería, su elemento de fijación serán anclajes en la pared o armarios especialmente diseñados para ello, con ventilación cruzada y lugar seco. El criterio se debe al coste del cable y a su caída de tensión. ▪

4.4 Conexión

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La conexión de los elementos de una instalación solar es una parte importante del sistema, ya que han de tener una fiabilidad extremadamente importante, el conexionado podemos subdividirlo en:

Conexionado entre paneles solares fotovoltaicos. Dependiendo de las características de la instalación, existe la posibilidad de realizar la conexión de los paneles solares en paralelo o en combinaciones serie-paralelo, esto será necesario según la tensión a utilizar, utilizar, comprobando que los paneles solares sean del mismo modelo (marca y características).

▪

Tanto el tendido de cables en los paneles solares como sus conexiones deben estar preparados para soportar los agentes atmosféricos a los que pueden ser sometidos, deben tener en la última capa un material aislante y resistente a las inclemencias meteorológicas. La conexión entre el cable y los paneles se efectuará con terminales de conexión, que se encuentran en la parte trasera del panel, en el caso de conexión por medio de bornes, se preverán capuchones de goma para proteger las l as conexiones de la intemperie. ▪

Conexionado entre campo fotovoltaico y regulador. Puede ser:  Aéreo. Podrá ser instalado en fachada o sobre postes o mástiles, para esta instalación se utilizará lo que se detalla en el REBT en su ITC-06 :

9

�Los conductores aislados serán de tensión asignada no inferior a 0,6/1 kV tendrán un recubrimiento tal que garantice una buena resistencia a las acciones de la intemperie. La sección mínima en los conductores de Al será de 16 mm 2 y 10 mm2 para los de cobre». Subterráneo. Se podrán instalar directamente enterrados o bajo tubo, en todo caso tendremos que realizar una canalización con una profundidad mínima de 0,60 m. Los cables podrán ser de uno o más conductores y de tensión asignada no inferior a 0,6/1 kV, según la ITC-07 del REBT . 9

La conexión será por medio conectores o bornes de conexión, una vez en el local donde este siempre empezaremos conectando el regulador y después efectuaremos la conexión de los paneles solares siempre respetando las polaridades ( +) y (–).

▪

Conexionado en interior del local (acumuladores e inversores) . Conectaremos la línea de consumo del regulador cuando todos los equipos de consumo estén desconectados. Si se han de conectar las tomas de corriente para futuras comprobaciones,

▪

efectuaremos medidas de comprobación en los terminales de salida del regulador. A continuación, efectuaremos la conexión de los terminales del regulador a los terminales del acumulador, ahora podremos comprobar si los paneles solares cargan de energía eléctrica el acumulador. acumulador. Seguidamente conectaremos los convertidores y comprobaremos que suministran corriente continua o corriente alterna. Todas estas conexiones se efectuarán con las protecciones para cortocircuitos o sobreintensidades.

Conexionado de protecciones. Los reguladores llevan incorporados sus protecciones, los circuitos de consumo llevarán fusibles que pueden ser de desconexión y conexión de forma automática, las sobretensiones que se puedan producir se protegen por medio de aparatos para sobretensiones o varistores (semiconductor que varía su resistencia por medio de la tensión). ▪

Las descargas profundas que pueden dañar a la batería se preverán de un desconectador. Los cables tendrán los colores identificativos, en corriente continua rojo o azul si es positivo, negro o marrón si es negativo y amarillo-verde para el toma de tierra. Los convertidores llevarán protecciones a la salida en el caso del convertidor c.c.-c.c. tendrá un magnetotérmico o fusible automático y en el caso del c.c.-c.a. se tendrá que instalará un dispositivo general de mando y protección (DGMP). -

caja de conexión diodo de bloqueo  

borne sin conexion  borne auxiliar conexión polo negativo

  Regulador  Parte posterior panel solar

V

A

- + - + - +

 Convertidor  Conve rtidor c.c.-c.c.   Consumos en c.c. + c.c. c.c.

Fusible o magnetotérmico

-

     +

12 V       +

-

c.c. +

-

     +

+

 Conexión a toma de tierra  tierra 

     +

-

     +

-

-

Fusible o magnetotérmico  Convertidor  Conve rtidor c.c.-c.a.

     +

-

 Acumulador

Fig. 4.5 Conexión de una instalación solar fotovoltaica fotovoltaica

c.a.

 230 V    Consumos en c.a.

4.5 Esquemas

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 A continuación se detallan dos esquemas de de instalaciones solares: Campo solar fotovoltaico

Faro Distr 3º

Distr 2º

Distr 1º

 Arqueta  principal  Arqueta   de paso  Arqueta   de paso

Inversor Regulador

Baterías

Esquema 4.1 Instalación solar fotovoltaica para un faro marítimo

-

+

-

+

-

+

-

+

-

+

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+

-

+

-

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-

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-

+

-

+

-

+

-

+

Consumo abonado Campo solar fotovoltaico Contador abonado kWh

Convertidor

Distribuidor   c.a. kWh

Dispositivo de control   convertidor

  Contador energía solar

 A red eléctrica  convencional

CGP

Esquema 4.2 Instalación solar fotovoltaica para la producción de energía eléctrica 

4.6 Conexión a tierra 

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La conexión a tierra ha de cumplir lo dispuesto en el REBT en su ITC-18 . Todas las instalaciones de solares fotovoltaicas tendrán una toma de tierra a la que estarán conectados, como mínimo, la estructura soporte sopor te del generador y todos los l os aparatos. Para la toma de tierra se pueden usar electrodos formados por: platinas, conductores pelados, barras, tubos, placas, anillos o mallas metálicas constituidas por elementos anteriores, armaduras de hormigón enterradas; con excepción de las armaduras pretensadas y otras estructuras enterradas que se demuestre que son apropiadas como barras, tubos, marcos metálicos. Según el REBT en su ITC-24  todas  todas las instalaciones eléctricas, incluyendo las instalaciones solares fotovoltaicas como tal, tendrán un sistema de protecciones que asegurará la protección de las personas frente a contactos directos e indirectos. En caso de existir una instalación previa no se alterarán las condiciones de seguridad de la misma.

?

Cuestiones

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1. Responder V de verdadero o F de falso, según corresponda a cada una de las siguientes afirmaciones:  V F 1. El montaje es la fase donde el proyecto se realiza físicamente, ya que el proyectista observa las deficiencias que se pueden producir p roducir 2. La misión del acumulador es suministrar una potencia instantánea instantánea durante un tiempo limitado, y mantener un nivel de energía estable 3. Sabemos que la temperatura de un acumulador no modifica su rendimiento, por eso es importante montar los acumuladores al aire libre

4. Las baterías estarán ubicadas en bancadas especiales, las más económicas son las de madera y su instalación es en forma de estantería  5. La conexión de baterías puede ser en serie o paralelo o en mixto (serieparalelo), siempre se adecuarán a la tensión de funcionamiento (12, 24, 48 V) 6. Aunque una batería trabaja en corriente continua no es peligroso p eligroso un cambio de polaridad, ya que trabajamos con tensiones pequeñas (12, 24, 48 V) 7. La capacidad de una batería viene dado dado en Ah y significa la cantidad de de corriente eléctrica que nos puede dar la batería o acumulador en una hora  8. En una instalación solar fotovoltaica aislada los diferentes equipos a instalar son: panel solar, batería, convertidor 9. Los dispositivos de protección en las l as instalaciones solar fotovoltaicas son los que llevan incorporados los reguladores 10. Para descargas profundas, los acumuladores se preverán con un desconectador

 Ejercicios propuestos

 V

F

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EJERCICIO 4.1 Determina la cantidad de electricidad que suministra un acumulador durante 20 horas si proporciona 1 A de intensidad. Expresa en Ah y en culombios (C).

EJERCICIO 4.2 Dimensiona una batería para una instalación fotovoltaica, después de efectuar todos los cálculos el suministro debe ser de 360 A, a una tensión de 48 V, durante 10 horas (los elementos son de 2 V y de 6 A cada uno).

EJERCICIO 4.3 Un acumulador está compuesto por 6 elementos de 2,2 V conectados en asociación serie la resistencia interna es de 0,12 W. Calcula la corriente y la tensión que aparece cuando se conecta una carga de 25 W.

EJERCICIO 4.4 Si en el ejemplo anterior se efectúa un cortocircuito y por tanto la resistencia será igual a 0 W, qué valor alcanzará la intensidad.

Mantenimiento y Mantenimiento reparación de las instalaciones de energía solar fotovoltaica 

5

Contenidos 5.1 Instrumentos de medida específicos 5.2 Revisión de paneles: limpieza y comprobación de conexiones 5.3 Conservación y mantenimiento de baterías 5.4 Comprobaciones en los reguladores de carga  5.5 Comprobaciones de los convertidores 5.6 Averías tipo en instalaciones fotovoltaicas Cuestiones

Índice

Mantenimiento y reparación de las instalaciones de energía solar fotovoltaica 

Tema 

5

Una vez efectuada la instalación y revisión del montaje, se procederá a la puesta en marcha y seguidamente a la realización de un plan de mantenimiento, que puede hacerse de dos formas:

Preventivo. Es la combinación de todas las acciones técnicas, administrativas y de gestión necesarias para mantener un elemento a un estado en el que pueda desarrollar la función prevista. reparar una instalación instalación cuando se presenta una avería, este Correctivo. Consiste en reparar sistema tiene como inconveniente principal que cuando la instalación presenta la avería deja de funcionar, siendo poco rentable por pérdida económica. En este caso, consideraremos como mantenimiento, el preventivo, por ser el que mejor responde a las necesidades de las instalaciones solares, con este objetivo, el seguimiento se realizará en los siguientes elementos que componen la instalación: ▪

▪

▪

▪

▪

▪

▪

Panel Panel solar fotovoltaico. fotovoltaico. Cuadro de regulación y control.  Acumuladores. Cableado. Uniones eléctricas.

Las instalaciones solares fotovoltaicas, en su totalidad, tienen un mantenimiento sencillo ya que no tienen elementos de desgaste como motores o partes móviles en las que haya funciones de engrase por aceites, etc. El inconveniente que puede presentar una instalación solar si no se realiza correctamente la tarea de mantenimiento, es que el rendimiento de las placas solares se verá notablemente reducido por la capa de suciedad suciedad que irán acumulando. También se tendrán en cuenta en las instalaciones su potencia y su composición, por ejemplo, en un huerto solar que este proporcionando energía eléctrica a una compañía suministradora lo necesario es que un técnico especializado (en todos los casos) intervenga en el mantenimiento, ya que el sistema ha de presentar una fiabilidad técnica y económica. El técnico especialista se encargará de verificar que el sistema de carga y descarga de las baterías tienen un funcionamiento correcto, si el regulador carga o descarga correctamente la batería, o que cuando la batería tenga un nivel de carga baja, el regulador haga sonar las alarmas oportunas y corte el suministro eléctrico. Otra cuestión es que, según la temporada (invierno o verano), los valores de carga y descarga variarán por cuestión de consumo, ya que en invierno necesitaremos más energía eléctrica que en verano, y la energía proporcionada por el sistema fotovoltaico es inversamente proporcional al consumo, o sea, que en invierno utilizaremos más electricidad ya que tenemos menos radiación solar y viceversa.

En las revisiones, unas de las tareas más importantes es la comprobación del estado del convertidor y de los niveles de densidad de baterías, además del estado de sus conexiones, también señalaremos que existen tareas sencillas que puede realizarse de forma visual por el usuario: ▪

▪

Inspección (visual) de componentes (roturas, oxidaciones). Comprobación de medidas de instrumentos (voltímetro, amperímetro).

5.1 Instrumentos de medida específicos

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Los instrumentos de medida forman parte de las instalaciones solares fotovoltaicas, en la actualidad tenemos en el mercado todo tipo de instrumentos instr umentos como los que miden radiación solar, densidad de batería, medidores de intensidad, tensión, resistencia, etc. Los más utilizados son los que a continuación se detallan:

Solarímetro. Llamado también piranómetro. Este instrumento mide la radiación solar total. Este instrumento está formado por un fotodiodo de silicio calibrado para el espectro solar que capta la radiación solar, el funcionamiento es muy similar a una placa solar, incorpora un vatímetro para lectura directa de radiación en  W/m2. ▪

Fig. 5.1 Solarímetro. Solarímetro. Fuente: Kipp y Zonen

Heliógrafo.  Instrumento que mide la insolación, que son las horas de sol que tiene el día con más radiación. Consiste en una esfera de cristal que concentra la radiación solar provocando una energía calorífica por medio de una lente que, a su vez, la proyecta en forma de rayo de sol a una cartulina, quemando en su parte inferior, en proporción con la intensidad de luz reflejada. ▪

Fig. 5.2 Heliógrafo. Fuente: Estación Meteorológica de Santander-Ojáiz (Cantabria)

Este instrumento de medición solar es el más utilizado en España, conocido como heliógrafo de Campbell-Stockes, tiene una banda de registro para poder medir los grados de insolación, si la banda es continua se forma un arco con un trazado continuo, lo que significa que la radiación solar es regular durante todo el día, en cambio, si la banda es discontinua o de forma intermitente, significa que el día solar ha sido irregular o a intervalos, de esta forma se puede determinar la duración de la insolación por medio de las partes carbonizadas.

 Actinómetro.  Llamado también pirheliómetro, instrumento capaz de medir la radiación directa, funciona mediante una comparación entre una lámina metálica, que se calienta por medio de los rayos solares, y una corriente eléctrica.

▪

Polímetros.   Dentro de la amplia gama de instrumentos de medición, el polímetro es el más utilizado por los instaladores. Tiene una gama muy amplia de medición como intensidad, voltaje, resistencia, comprobación de continuidad, comprobación de diodos y transistores. Se conoce con diferentes nombres: téster o multitéster... y puede efectuar las mediciones tanto en corriente continua como en alterna, los hay de tipo analógico con lectura a multiescala y digitales. Un buen polímetro, para tener calidad, tendrá una escala entre 20 y 100 kΩ/V si es analógico, en cambio, si es digital tendrá 1 MΩ/V como mínimo. ▪

Fig. 5.3 Polímetro. Fuente: Testo

Si las mediciones con polímetro son para medir voltaje entre dos puntos de un circuito, se conectará en paralelo, si son para medir la corriente que circula entre dos puntos de un circuito, se conectará en serie, como se ve ve en la siguiente figura:

 Amperímetro R  +

Voltímetro

I R 

-

Fig. 5.4 Conexión del polímetro como amperímetro y como voltímetro

Pinza amperimétrica. Proporciona otra forma de averiguar la intensidad que pasa por un cable. Es un instrumento muy útil, ya que puede medir la intensidad sin necesidad de intercalarlo en el circuito, su funcionamiento se basa en cómo funciona el transformador, la intensidad de corriente que pasa por el conductor a medir es captada por medio del flujo magnético, generando una inducción electromagnética que es proporcional en el ▪

secundario, donde está el aparato que proporciona la lectura de la intensidad, tanto en corriente alterna como en continua. En esta última tenemos la salvedad que según como se situé la pinza amperimétrica el resultado será negativo o positivo, en el caso negativo solo habrá que colocar la pinza al revés, para que nos de positivo.

Densímetro.  Indispensable para el control de la carga y descarga de una batería, la medición se consigue introduciendo el densímetro densímetro en cada celda de la batería. batería. El funcionamiento del densímetro es el siguiente: el bulbo flotador tiene un balastro de peso fijo, el tubo tiene impreso una escala de medición, el flotador está dentro del tubo, en un extremo hay una perilla de goma, en el otro extremo hay un tubo flexible del mismo material, pero de menor diámetro para poder introducir en la celda a medir. Oprimiendo la perilla, se desplaza el aire dentro de la misma, produciéndose un vacío que permite llenar el tubo de prueba con electrolito de la celda, a continuación la escala graduada permite determinar el valor de la densidad del electrolito con el mínimo error. error. Es importante conocer de forma permanente el estado carga o descarga de las baterías, ya que con este dato podemos decidir los consumos a realizar. A continuación, en la tabla 5.1, se detallan los valores de carga y descarga de una batería. ▪

Fig. 5.5 Diferentes tipos de pinzas amperimétricas. Fuente: Fluke

Fig. 5.6 Prueba de carga o descarga de una batería 

Los valores de la tabla pueden variar según el tipo de batería, otra forma de observar la carga y descarga es comprobando la tensión de la batería en ausencia de carga de módulos fotovoltaicos y sin consumo de aparatos.

Densidad del electrolito

% de carga  

1 ,2 4

100

1 ,2 3

94

1 ,2 2

88

1 ,2 1

82

Densidad del electrolito

% de carga  

1 ,2 0

75

1 ,1 9

69

1 ,1 8

62

1 ,1 7

56

1 ,1 6

50

1 ,1 5

45

1 ,1 4

39

1 ,1 3

33

1 ,1 2

28

1 ,1 1

24

1 ,1 0

20

Tabla 5.1 Valores de carga y descarga 

5.2 Revisión de paneles: limpieza y comprobación de conexiones

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Los paneles son el elemento principal de la instalación, pero en cambio su mantenimiento es mínimo, se reduce a su limpieza, que se efectuará periódicamente con productos que no sean abrasivos, para así no dañar el cristal de vidrio templado de protección. Normalmente, en las instalaciones solares que están situadas en ciudades o junto a alguna industria, suele depositarse la suciedad más a menudo que en las que están en el campo, pues lógicamente, el ambiente es más limpio. Las operaciones de mantenimiento en los paneles solares fotovoltaicos serán: Semanal o cada mes

Cada 6 meses

Inspección visual

Inspección visual

Limpieza

Comprobar conexión eléctrica 

Eliminación de sombras

Comprobar características de los paneles

Tabla 5.2 Operaciones de mantenimiento en paneles

Como norma general, sabemos que las capas de polvo que hay en el ambiente, reducen la intensidad de radiación, aunque lo más frecuente y peligroso son los excrementos de aves. Cuando mediante la inspección, observemos suciedad, se podrá proceder a la limpieza con agua a una presión baja, mezclándose con detergentes no abrasivos y procediendo, a continuación, al secado de los paneles solares. Otro problema que puede presentarse es la existencia de sombras debido al crecimiento de los árboles colindantes, en este caso se procederá a la poda de las ramas, etc.

También pueden existir fracturas en el panel, debido a golpes, piedras..., en este caso, lo más adecuado es cambiar el panel dañado. Un caso especial es la oxidación de los terminales eléctricos, en este caso se efectuará un seguimiento para observar por donde entra la humedad, si en la observación encontramos que esta es irreversible lo más rentable es cambiar el o los l os paneles oxidados.

5.3 Conservación y mantenimiento de baterías

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De toda instalación solar fotovoltaica, los acumuladores o baterías son los elementos a los que hay que prestar una mayor atención, ya que de eso depende su duración. Las tareas de mantenimiento son las siguientes: Semanal o cada mes

Cada 6 meses

Inspección visual

Medidas de tensiones sin carga  

Limpieza

Vigilar nivel gasificación

Vigilar la corrosión

Reciclaje de batería

Vigilar el electrolito

Comprobar humedad y ventilación

Tabla 5.3 Operaciones de mantenimiento en baterías

Como norma general, la degradación de una batería viene por abuso del consumo a causa de descargas profundas. Esta situación se puede evitar si tenemos el regulador bien ajustado e informando al usuario del uso correcto. Después de los paneles solares fotovoltaicos, la batería es la parte más importante de la instalación, de un buen mantenimiento depende también su rendimiento, un acumulador no puede estar en sobrecarga por tensión (gasificación), ni se puede alargar el tanto por ciento de la profundidad de la descarga, ya que suele tener una vida útil de 10 años, esto hace que el mantenimiento de la misma tenga que ser óptimo. El mantenimiento preventivo a realizar en las baterías es el siguiente: Rellenar con agua destilada para restituir las pérdidas debidas a vaporización y electrolisis. En casos extremos se puede utilizar agua de lluvia, pero es recomendable utilizar agua destilada en depósitos bien limpios.

▪

Verificar los bornes de la batería y sus conexiones, eliminar los restos de óxidos y sales. Proteger las conexiones con vaselina neutra observando que estén bien sujetas.

▪

Hay operaciones que son importantes impor tantes de evitar en el mantenimiento: ▪

▪

▪

▪

▪

Permitir descargas por debajo del 20% de su capacidad absoluta. Dejar el nivel de electrolito por debajo del nivel de cobertura de las placas de plomo. Conectar directamente a módulos fotovoltaicos sin pasar por el regulador. Tocar con las manos el electrolito. Rellenar las baterías con ácido.

▪

▪

▪

▪

▪

▪

Conectar baterías diferentes en serie o paralelo. Cambiar la polaridad de conexión. Manipular las baterías con herramientas no protegidas. Emplear la batería solar como elemento de arranque de vehículos.  Añadir agua de consumo a las baterías. baterías. La proximidad de llamas.

 Algunas medidas de seguridad para las baterías: Las baterías estarán protegidas de un contacto eventual, por ejemplo herramientas metálicas de utilización, para ello es importante colocar una cubierta plástica o de madera.

▪

Las baterías contienen ácido que es nocivo para la salud, es importante saber que si algunas gotas salpican a los ojos, debemos aplicar agua en abundancia y consultar a un especialista en breve tiempo. ▪

▪

Se garantizará una buena ventilación y se evitarán las temperaturas extremas.

5.4 Comprobaciones en los reguladores de carga 

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 A primera vista parece que una instalación solar fotovoltaica solo necesita módulos solares fotovoltaicos, pero para poder generar corriente eléctrica hace falta regularla y almacenarla en acumuladores. El regulador es un elemento clave en la instalación solar, además es el encargado de cargar y descargar la batería, también comprobará que esta se mueva dentro de los límites correctos de funcionamiento. En el mercado existen una gran variedad de reguladores de carga de diferentes fabricantes y con diferentes prestaciones, a continuación detallamos las prestaciones más habituales de los reguladores empleados en instalaciones solares autónomas: Protección contra sobrecarga del acumulador (corte de energía eléctrica por alta), función básica del regulador porque evita el calentamiento de la batería y, por tanto, la pérdida de agua del electrolítica y la oxidación de las placas.

▪

 Alarmas por batería baja, consiste en indicadores sonoros, pueden ser luminosos, que indican que el acumulador está muy descargado, este aviso hace que el usuario modere el consumo de energía eléctrica. ▪

Desconexión por batería baja (corte de energía eléctrica por baja), hace que el regulador corte el suministro de corriente eléctrica a los consumos si el nivel de la batería es muy bajo, tanto que pueda poner en peligro de una descarga profunda, cuya consecuencia podría ser problemas de sulfatación de las placas.

▪

Protección contra cortocircuitos, permite, por medio de un fusible, proteger el regulador, regulador, así como proporcionar a una batería una sobreintensidad. ▪

Visualizar funciones, la mayoría de los reguladores del mercado tienen algún sistema visual que permite obtener alguna información sobre el estado de la instalación por medio de instrumentos incorporados en el regulador, regulador, voltímetro y amperímetro. ▪

Los reguladores no tienen tienen un mantenimiento especial, mediante una inspección visual se puede averiguar si el sistema funciona correctamente o no. Las averías que provocan pueden producir una vida anormal, con frecuentes actuaciones. La mejor forma de actuar es utilizando los equipos de medida y efectuando las comprobaciones pertinentes. Las dos cuestiones que pueden plantearse son: cambiar el elemento averiado o repararlo, todo dependerá de la importancia importancia de la avería. Semanal o cada mes

Cada 6 meses

Inspección visual

Inspección visual Comprobar conexión eléctrica  Comprobar tensiones regulador

Tabla 5.4 Mantenimientos en reguladores

5.5 Comprobaciones de los convertidores

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 Al principio la energía solar fotovoltaica empleaba las tensiones que proporcionaban los módulos fotovoltaicos, 12, 24, 48 V en corriente continua. Gracias al empleo del convertidor o inversor se pudo dotar de energía eléctrica en corriente alterna a los aparatos electrodomésticos que utilizan normalmente los usuarios. Con el avance de la electrónica de de potencia se ha conseguido más facilidad para fabricar aparatos de corriente continua a corriente alterna (c.c./c.a.) llamados convertidor c onvertidor,, inversor o también ondulador, que se diferencian en la forma con que proporcionan la onda de salida (onda senoidal o onda cuadrada). También existen en el mercado convertidores de corriente continua a corriente continua (c.c./c.c.), se utilizan más para mantener la l a tensión constante en la salida del convertidor. Las ventajas más importantes de disponer energía eléctrica en forma de corriente alterna: ▪

Es el tipo de corriente más empleada en la actualidad.

Facilita la compra de electrodomésticos, ya que se puede elegir el de más eficiencia energética. ▪

Permite mantener valores estables de voltaje y forma de onda, aunque varíe la carga de las baterías. ▪

El hecho de trabajar con tensiones superiores a 12 V hace que podamos trabajar con cables de menor sección llevando la misma potencia, esto produce menos pérdidas por efecto Joule. ▪

Evidentemente, Evidentemente, no todo son ventajas, también existen algunos inconvenientes:

Poca fiabilidad, ya que si falla el convertidor el usuario se queda sin suministro eléctrico a 230 V. ▪

El convertidor tiene pérdidas eléctricas, que serán compensadas con una mayor generación de electricidad en los módulos (este hecho nos hace modificar el rendimiento global). ▪

En instalaciones pequeñas, el convertidor puede significar una parte importante del coste, por ejemplo en una instalación de 100 W p de potencia de módulos, un convertidor de 250 W puede suponer el 20% del precio del coste total. ▪

Los convertidores económicos suelen dar problemas de acoplamientos eléctricos, ruidos en radios, teléfonos móviles, emisoras... que suelen ser muy molestos y difíciles de eliminar. ▪

5.6 Averías tipo en instalaciones fotovoltaicas

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 A lo largo de su vida útil, útil, una instalación instalación solar fotovoltaica fotovoltaica puede verse verse sometida a cortes de suministro de diversos orígenes, los más habituales son:

Lluvia.  Puede producir manchas en los paneles que afectan al rendimiento de la instalación. ▪

Granizo.  Se trata de uno de los mayores problemas en las instalaciones de módulos solares, ya se pueden producir roturas que requieren la total sustitución de los módulos.

▪

Nieve. Se puede cubrir el módulo, impidiendo la captación solar, aparte de poder estropear la estructura; este problema se puede paliar variando el ángulo de inclinación de los módulos ▪

También se pueden producir averías dentro del local donde se halla la ubicación de la instalación:

Descargas eléctricas atmosféricas.  Los rayos pueden producir alteraciones eléctricas importantes y daños en los equipos. También También la sobretensión puede afectar a los módulos solares fotovoltaicos. ▪

Fusibles. En los circuitos, sobre todo en instalaciones de un cierto tamaño, se colocan fusibles en el campo solar fotovoltaico y en el regulador o en las baterías, esto suele ser muy útil para separar los circuitos y poder encontrar averías debidas a sobreintensidades o sobretensiones. ▪

Fugas ilocalizables.  Las instalaciones solares fotovoltaicas se protegerán del mismo modo que las demás instalaciones, instalaciones, por medio medio de: ▪

9

Magnetotérmicos.

9

Diferenciales.

9

Piqueta de toma de tierra.

?

Cuestiones

 volver  volv er

1. Responder V de verdadero o F de falso, según corresponda a cada una de las siguientes afirmaciones:

 V 1. En mantenimiento es efectivo recordar una frase famosa que dice �es mejor prevenir que curar» 2. El mantenimiento preventivo consiste en efectuar pruebas rutinarias en periodos de tiempo determinados 3. La inspección visual, combinada con una acción manual, es una manera efectiva de llevar a cabo una tarea de mantenimiento 4. Las conexiones flojas, acumuladores sulfatados, árboles que por el tiempo efectúan sombras, se puede mantener por medio de procedimientos visuales 5. Los aparatos de medida pueden suplir los procedimientos visuales 6. Cuando la inspección visual revela que los contactos de baterías están sulfatados, es bueno no limpiarlos porque estos contactos se auto protegen 7. Una batería puede tener 15 años de vida útil 8. Cuando medimos una instalación solar fotovoltaica un error de polaridad o de escala puede ser fatal para el instrumento de medición o para la instalación 9. Para protegernos de las tormentas eléctricas lo más efectivo es desconectar las instalaciones 10. Los semiconductores son elementos que no tienen valores intermedios, funcionan o no funcionan, es bueno efectuar la medición de la tensión de los mismos con la carga desconectada  11. El polvo tiene influencia en la tensión de salida  12. Estamos en verano y tenemos las placas solares con una temperatura elevada, también están sucias con polvo debido a la contaminación atmosféricas, es bueno echar agua fría en los paneles 13. Es bueno agregar ácido a los acumuladores o sustancias restauradoras 14. Los convertidores pueden ser de c.c.-c.c. y de c.c.-c.a. 15. No es necesario que el convertidor c.c.-c.a. sea de gran calidad, porque los aparatos electrodomésticos no son críticos con la corriente alterna, ya que pueden trabajar con un 5% de tensión más baja 

F

Conexión a la red de las instalaciones de energía solar fotovoltaica aisladas

6

Contenidos 6.1 Reglamento vigente

Índice

Conexión a la red de las instalaciones de energía solar fotovoltaica aisladas

Tema 

6

La conexión de instalaciones solares fotovoltaicas a red eléctrica consiste en inyectar energía eléctrica directamente a la red de suministro eléctrico, para su distribución y comercialización. En la actualidad en España, como en otros países, (Alemania, Japón, etc.) han proliferado mucho las llamadas energías renovables y, y, dentro de ellas, los sistemas solares fotovoltaicos. Las compañías suministradoras de electricidad están obligadas por ley a comprar la energía que se inyecta a su red una vez generada por las instalaciones solares fotovoltaicas. También el precio a desembolsar por la venta de energía eléctrica está fijado por ley, es una forma de incentivar este tipo de energía, posponiendo su amortización amor tización a un plazo que puede oscilar entre 10 y 15 años. Las centrales solares conectadas a la red pueden variar desde las pequeñas instalaciones que van de 1 a 5 kW p. Son instalaciones que se pueden tener en viviendas de tipo unifamiliar o aislada, o instalaciones de 100 kW p que pueden estar en cubiertas o tejados de naves industriales, o plantas de varios megavatios, también denominados huertos solares. El modelo más desarrollado en España es el llamado huerto solar, solar, suele ser un terreno poco cultivable o rústico (secano, baldío) donde varios propietarios o el Ayuntamiento del lugar se unen para efectuar dicha instalación. El umbral de potencia establecida es de unos 100 kW p para el precio máximo de venta de energía eléctrica. Estas instalaciones pueden ser fijas o con seguimiento solar a un eje o a dos, como sabemos estas últimas seguirán al sol desde el amanecer hasta al anochecer con un rendimiento máximo en la recepción de energía solar. solar. Módulos fotovoltaicos

Esquema de bloques Sistema conectado a red

Sistema autónomo

Regulador

Convertidor

c.c.

c.a.

Convertidor c.c. c.a. Conexión a red

 Acumulador Consumo c.c.

Consumo c.a.  Adquisición de datos

Fig. 6.1 Instalación solar fotovoltaica. fotovoltaica. Fuente: IDAE

En los últimos años ha habido una gran demanda de instalaciones de este tipo, esto ha provocado una saturación en las líneas eléctricas de muchas zonas rurales, que ha supuesto un aumento en el precio de las parcelas rústicas, disparándose las solicitudes de punto de conexión. En el año 2010 la potencia eléctrica por sistemas fotovoltaicos instalada era de 3.787 MW con una producción anual de 6.278 GWh, que representa el 2,1% del total de la energía producida. En cuanto a los costes se prevee p revee una bajada de los mismos estimándose que en el año 2010 el rango estimado era de 2,5 a 3 €/W y para el año 2020 se prevee que esté entre 1,1 y 1,3 €/W. €/W.

Cómo legalizar una instalación Seguidamente se detalla una síntesis de lo que son las partes más importantes a seguir para legalizar una instalación solar fotovoltaica: 1º Cumplir lo establecido para la instalación eléctrica el éctrica según REBT : ITC-BT-03 Categoría especialista (IBTE). ITC-BT-04 Potencia ≤ 10 kW memoria técnica, > 10 kW Proyecto técnico visado.  Instalaciones generadoras de baja tensión: ITC-BT-40  Instalaciones 2º Solicitar el punto de conexión en la provincia donde esté situada la instalación a sus servicios territoriales, tendremos que proporcionar la siguiente información: Memoria de la instalación o, en su caso, proyecto con sus correspondientes planos, esquemas, etc. Carta de solicitud según modelo de cada provincia. 3º Cumplimentar un impreso normalizado para la autorización administrativa con las características de la memoria técnica o del proyecto. ▪

▪

▪

▪

▪

4º Ponernos en contacto con el Ayuntamiento para pedir licencia de obras, es importante averiguar si existe en el Ayuntamiento algún tipo de normativa al respecto, situación de los módulos fotovoltaicos, distancias, etc. 5º En la Comunidad Autónoma correspondiente, se registrará la instalación en la conserjería correspondiente (energía), donde se dará un número de registro. 6º Una vez recopilados los datos anteriores se presentarán a la compañía suministradora de electricidad correspondiente donde se efectuará el contrato. 7º La empresa empresa suministradora de electricidad efectuará una verificación de la instalación técnica, y si es correcta emitirá un certificado. 8º A continuación, la instalación solar fotovoltaica se conectará a la red de suministro eléctrico en periodo de pruebas, durante el cual el coste de la energía será el 50% del valor del precio final. 9º En este punto, el titular de la instalación se dará de alta como productor de electricidad teniendo que pagar IVA con las correspondientes declaraciones. Estos puntos se complementan con el siguiente apartado de reglamentación.

6.1 Reglamentación vigente

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La reglamentación vigente en instalaciones solares está comprendida en las siguientes leyes:

Europa  Legislación Europea directiva 2009/28/CE.

España Plan de Energías Renovables (PER) 2010-2020. RD 314/2006, de 17 de marzo, que aprueba el Código Técnico Técnico de la Edificación. DB HE5 RD 842/2002, de 2 de agosto (Reglamento de Baja Tensión). ITC-BT-03, ITC-BT-04 y ITC-BT-40. RD 1.699/2011 de 18 de noviembre por el que se regula la conexión a la l a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia. RD 900/2015 de 9 de octubre por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y producción de autoconsumo.

Comunidades Autónomas  Antes de realizar una instalación debemos conocer las normas y disposiciones vigentes en cada Comunidad a través del servicio territorial correspondiente, generalmente Energía. Del mismo modo, disponer de los documentos de tipo administrativo, previos y posteriores a la instalación. Es posible que en algún caso nos remitan a la compañía eléctrica en las instalaciones concertadas a la red, con el fin de seguir sus instrucciones respecto a la instalación y conexión a la red.

Europa  Legislación Europea directiva 2009/28/CE. Está elaborada a partir del protocolo de Kyoto y recoge una serie de artículos para el desarrollo de las energías renovables, ya que en la actualidad está infrautilizado, fijando para el año 2020 el indicativo global del 20% de consumo total procedente de energías renovables. Se fija como objetivo en el  Artículo 1 el aumento de la contribución de la generación de electricidad por medios de energías renovables y sentar las bases para el desarrollo dentro del marco comunitario. En el Artículo 2  se  se definen todos los l os conceptos de las diferentes energías renovables. En el Artículo 3 se fijan los objetivos nacionales obligatorios y las medidas para el uso de la energía procedente de fuentes renovables. El objetivo objetivo de España para el 2020 es del 20% del consumo general. El  Artículo 4  establece   establece que cada Estada adoptará un plan nacional en materia de energía renovable.

En el  Artículo 5  se   se establece el método para el cálculo de energía procedente de fuentes renovables. El  Artículo 6   incide en cómo deben hacerse las transferencias estadísticas entre Estados miembros. El Artículo 7 trata sobre proyectos conjuntos entre Estados miembros. El Artículo 13 se adjunta por completo a continuación: « Artículo 13 Procedimientos administrativos, reglamentos y códigos  1. Los Estados miembros velarán por que las normas nacionales relativas a los procedimientos de autorización, certificación y concesión de licencias que se aplican a las instalaciones e infraestructuras conexas de transporte y distribución para la producción de electricidad, calor o frío a partir de fuentes de energía renovables, y al proceso de transformación de la biomasa en biocarburantes u otros productos energéticos, sean proporcionadas y necesarias. En particular, los Estados miembros adoptarán las medidas apropiadas para garantizar que: a) sin perjuicio de las diferencias entre las estructuras administrativas y la organización de los Estados miembros, las responsabilidades respectivas de los organismos administrativos nacionales, regionales y locales en materia de procedimientos de autorización, certificación y concesión de licencias se coordinen y definan claramente, lo que comprende la planificación espacial, con calendarios transparentes para la determinación de las solicitudes de planificación y construcción; b) se proporcione a los solicitantes, al nivel apropiado, información exhaustiva sobre la tramitación de las solicitudes de autorización, certificación y licencia para instalaciones de energía renovable y sobre las ayudas disponibles para los l os solicitantes; c) los procedimientos administrativos se racionalicen y se aceleren en el nivel administrativo adecuado; d) las normas que regulan la autorización, la certificación y la concesión de licencias sean objetivas, transparentes, proporcionadas, no discrimen entre solicitantes y tengan plenamente en cuenta las peculiaridades pecul iaridades de cada tecnología de las energías renovables; e) las tasas administrativas pagadas por los consumidores, los planificadores, los arquitectos, los constructores y los instaladores y proveedores de equipos y sistemas sean transparentes y proporcionales a los costes, y  f) se instauren procedimientos de autorización simplificados y menos onerosos, incluida la simple notificación si está permitida en el marco regulador aplicable, para los proyectos de menor envergadura y para los equipos descentralizados para la producción de energía procedente de fuentes renovables, si procede. p rocede. 2. Los Estados miembros definirán claramente cualquier especificación técnica que deban respetar los equipos y sistemas de energías renovables para poder beneficiarse de los sistemas de apoyo. Cuando existan normas europeas, como las etiquetas ecológicas, las etiquetas energéticas y otros sistemas de referencia técnica establecidos por los organismos europeos de normalización, las especificaciones técnicas se expresarán en los l os términos de dichas normas.

Las especificaciones técnicas no impondrán el lugar de certificación de los equipos y sistemas y no deben constituir un obstáculo al funcionamiento del mercado interior. 3. Los Estados miembros recomendarán a todos los agentes, en particular a los organismos administrativos locales y regionales velar por que se instalen equipos y sistemas para la utilización de electricidad, calor y frío a partir de fuentes de energía renovables, y para sistemas urbanos de calefacción o refrigeración, a la hora de planificar, diseñar, construir y renovar zonas industriales o residenciales. En particular, los Estados miembros alentarán a los organismos administrativos locales y regionales a incluir la calefacción y la refrigeración a partir de fuentes de energía renovables en la planificación de la infraestructura urbana de las ciudades donde proceda. 4. Los Estados miembros introducirán en sus normas y códigos de construcción las medidas apropiadas para aumentar la cuota de todos los tipos de energía procedente de fuentes renovables en el sector de la construcción. constr ucción.  Al establecer tales medidas, o en sus sistemas de apoyo regional, los Estados miembros podrán tener en cuenta las medidas nacionales relativas a incrementos considerables en la eficiencia energética y referentes a la cogeneración y a los edificios de baja energía, energía cero o energía pasiva.  A más tardar el 31 de diciembre de 2014, los Estados miembros exigirán, en estas normas y códigos de construcción o en cualquier forma con efectos equivalentes, si procede, el uso de niveles mínimos de energía procedente de fuentes renovables en los edificios nuevos y en los ya existentes que sean objeto de una renovación importante. Los Estados miembros permitirán que dichos niveles mínimos se cumplan, entre otras cosas, mediante la calefacción y la refrigeración por sistema central producidas utilizando un porcentaje importante de fuentes de energía renovables. Lo dispuesto en el párrafo primero se aplicará a las fuerzas armadas, siempre que su aplicación no dé lugar a conflicto alguno con la naturaleza y objetivos básicos de estas, y con la excepción del material utilizado exclusivamente para fines militares. 5. Los Estados miembros velarán por que los l os nuevos edificios públicos y los edificios públicos ya existentes que sean objeto de una renovación importante, a nivel nacional, regional y local, cumplan un papel ejemplar en el contexto de la presente Directiva a partir del 1 de enero de 2012. Los Estados miembros podrán permitir, entre otras cosas, que esta obligación se cumpla observando las normas relativas a las viviendas de energía cero, o estipulando que los tejados de los edificios públicos o cuasipúblicos sean utilizados por terceros para instalaciones que producen energía procedente de fuentes renovables. 6. En sus normas y códigos de construcción, los Estados miembros fomentarán la utilización de sistemas y equipos de calefacción y refrigeración a partir de fuentes renovables que permitan reducir notablemente el consumo de energía. Los Estados miembros utilizarán etiquetas ecológicas, etiquetas energéticas u otras normas o certificados adecuados, desarrollados a nivel nacional o comunitario, en la medida en que existan, como base para fomentar estos sistemas y equipos. En el caso de la biomasa, los Estados miembros fomentarán las tecnologías de conversión que permitan una eficiencia de conversión de al menos un 85 % para aplicaciones residenciales y comerciales y de al menos un 70 % para aplicaciones industriales.

En el caso de las bombas de calor, los Estados miembros fomentarán las que cumplan los requisitos mínimos de etiquetado ecológico establecidos en la Decisión 2007/742/CE de la Comisión, de 9 de noviembre de 2007, por la que se establecen los criterios ecológicos para la concesión de la etiqueta ecológica comunitaria a las bombas de calor accionadas eléctricamente o por gas o de absorción a gas (DO L 301 de 20/11/2007, pág. 14) Por lo que respecta a la energía solar térmica, los Estados miembros fomentarán los equipos y sistemas certificados basados en normas europeas cuando estas existan, como las etiquetas ecológicas, ecológicas, las etiquetas energéticas y otros sistemas de referencia técnica establecidos por los organismos europeos de normalización. Para evaluar la eficiencia de conversión y el ratio insumos/producción de los sistemas y equipos a efectos del presente apartado, los Estados miembros utilizarán procedimientos comunitarios o, en su defecto, internacionales, en caso de que existan».

España  Plan de Energías Renovables (PER) 2010-2020 Los objetivos son que el 20% de energía primaria en el año 2020 sea abastecido por medio de energías renovables, siendo el consumo bruto de energía eléctrica de 30,3%.

RD 900/2015 de 9 de octubre Por este real decreto se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo.

 Artículo 2. Ámbito de aplicación 1. Lo dispuesto en este real decreto resulta de aplicación a las instalaciones conectadas en el interior de una red, aun cuando no viertan energía a las redes de transporte y distribución en ningún instante, acogidas cualquier de las modalidades de autoconsumo de energía eléctrica a), b), y c), definidas en el artículo 9 de la Ley 24/2013 , de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. 2. Se exceptúa de la aplicación del presente real decreto a las instalaciones aisladas y los grupos de generación utilizados exclusivamente en caso de una interrupción de alimentación de energía eléctrica de la red eléctrica de acuerdo con las definiciones del artículo 100 del RD 1.955/2000 , de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.  Artículo 4. Clasificación de modalidades de autoconsumo 1a) Modalidad de consumo tipo 1: corresponde a la modalidad de suministro con autoconsumo definida en al artículo 9.1.a) de la Ley 24/2013 de 26 de diciembre. El artículo 9.1.a)  de esta ley indica que cuando se trate de un consumidor que dispusiera de una instalación de generación, destinada a consumo propio, conectada en el interior de la red de su punto de suministro s uministro y que no estuviera dada de alta en el correspondiente registro como instalación de producción, existirá un único sujeto de los previstos en el artículo 6 , que será el sujeto consumidor. consumidor.

1b) Modalidad de autoconsumo tipo 2: corresponde a las modalidades de autoconsumo definidas en el artículo 9.1.b) y 9.1.c) de la Ley 24/2013 , de 26 de diciembre que dice lo siguiente. b) Modalidades de producción con autoconsumo. Cuando se trate de un consumidor asociado a una instalación de producción debidamente inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica conectada en el interior de su red. En este caso existirán dos sujetos de los previstos en el artículo 6 , el sujeto consumidor y el productor. productor. c) Modalidades de producción con autoconsumo de un consumidor conectado a través de una línea directa con una instalación de producción. Cuando se trate de un consumidor asociado a una instalación de producción debidamente inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica a la que estuviera conectado a través de una línea directa. En este caso existirán dos sujetos de los previstos en el artículo 6 , el sujeto consumidor y el productor  Artículo 5. Requisitos generales para acogerse a una modalidad de autoconsumo Los acogidos a la modalidad de autoconsumo 1 cumplirán: a) La potencia contratada del consumidor no será superior a 100 kW. kW. b) La suma de potencias instaladas de generación será igual o inferior a la potencia contratada por el consumidor. consumidor. c) El titular del punto de suministro será el mismo que el de todos los equipos de consumo e instalaciones de generación conectados a su red. d) Deberán cumplir los requisitos técnicos de la normativa del sector eléctrico y en la reglamentación de calidad y seguridad industrial que les sea de aplicación y en n particular los establecidos en el RD 1.699/2011 . Las instalaciones de producción acogidas a la modalidad de autoconsumo 2 en función de sus características técnicas, cumplirán: a) La suma de las potencias instaladas de las instalaciones de producción será igual o inferior a la potencia contratada por el consumidor. b) En el caso de que existan varias instalaciones de producción, el titular de todas y cada una de ellas deberá ser la misma persona física o jurídica. c) Estas instalaciones deberán cumplir los requisitos técnicos contenidos en el RD  1.955/2000 , de 1 de diciembre; RD 1.699/2011 , de 18 de noviembre y RD 413/2014 , de 6 de junio. Cuando por incumplimiento de los requisitos técnicos, o se manipule el equipo de medida, la empresa distribuidora podrá proceder a la interrupción de suministro de acuerdo con el artículo 87 del RD 1.955/2000 .

 Artículo 7. Procedimiento de conexión y acceso en las modalidades de autoconsumo Para la modalidad tipo 1, el procedimiento de conexión y acceso será el establecido en el capítulo II del RD 1.699/2011 .

Para la modalidad tipo 2, el procedimiento de conexión y acceso será el establecido en el RD 1.699/2011 para lasa instalaciones menores de 100 kW y para las mayores el RD 1955/2000 .

 Artículo 8. Contratos de acceso en las modalidades de autoconsumo Para acogerse a cualquiera de las modalidades de autoconsumo reguladas en este real decreto, el consumidor deberá suscribir un contrato de acceso con la l a empresa distribuidora. Para la modalidad de autoconsumo 2, el titular de una instalación de producción suscribirá un contrato de acceso con la empresa distribuidora para sus servicios auxiliares de producción. También se podrá formalizar un contrato de acceso conjunto para servicios auxiliares de producción y consumo asociado, si cumplen los siguientes s iguientes requisitos: a) Las instalaciones de producción conectadas en la red interior del consumidor están incluidas en el ámbito del RD 1.699/2011 . b) La suma de las potencias instaladas de las instalaciones de producción no sea superior s uperior a 100 kW. c) El consumidor y los titulares de las instalaciones de producción sean la misma persona física o jurídica. d) Dispongan de la configuración de medida siguiente: Si la suma de las potencias instaladas no es superior a 100 kW y el consumidor y el productor es la misma persona física o jurídica deberán disponer de: 1º Un equipo de medida bidireccional que mida la energía generada neta. 2º Un equipo de medida bidireccional ubicado en el punto frontera de la instalación. 3º Potestativamente, Potestativamente, un equipo de medida que registre la energía consumida con sumida total por el consumidor asociado. El tiempo de permanencia en la modalidad elegida de autoconsumo será de como mínimo de un año desde la fecha de alta.

 Artículo 9. Peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de aplicación a los  productores de energía eléctrica  En la modalidad de autoconsumo 2 los titulares deberán satisfacer los peajes de acceso establecidos en el RD 1.544/2011 .

 Artículo 10. Contratos de suministro de energía en las modalidades de autoconsumo El consumidor acogido a una modalidad de autoconsumo y el productor, en la modalidad de autoconsumo tipo 2, para los servicios auxiliares de generación, podrán adquirir la energía bien como consumidores directos en el mercado de producción o bien a través de una empresa comercializadora. En este último caso el contrato de suministro podrá ser en mercado libre o en cualquiera de las modalidades previstas en el RD 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación.

Los contratos que, en su caso, suscriban con una empresa comercializadora deberán reflejar expresamente la modalidad de autoconsumo al que se encuentra acogido y cumplir con las condiciones mínimas que se establezcan en la normativa, aun cuando no se vierta energía a las redes en ningún instante.

 Artículo 11. Requisitos de medida de las instalaciones acogidas a las modalidades de autoconsumo Es de aplicación el RD 1.110/2007  de   de 24 de agosto, Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. Los equipos de medida se instalarán en las redes interiores correspondientes, en los puntos más próximos posibles al punto frontera y con capacidad de medida horaria. La energía neta generada es la definida en el RD 1.110/2007 .

 Artículo 12. Requisitos particulares de medida de las instalaciones acogidas a cogidas a la modalidad modalida d de autoconsumo tipo 1 Estos equipos tendrán la misma precisión y requisitos de comunicación que le corresponda como tipo frontera de consumidor. En los de tipo 4 y 5 se integrarán en los sistemas de telegestión y telemedida. En los de tipo 3 tendrán dispositivos de comunicación remota. Dispondrán de un contador de energía neta generada y otro equipo de medida independiente en el punto frontera de la instalación y opcionalmente de un equipo que registre la energía consumida.

 Artículo 12. Requisitos particulares de medida de las instalaciones acogidas a cogidas a la modalidad modalida d de autoconsumo tipo 2  Estos equipos tendrán la misma precisión y requisitos de comunicación que le corresponda como tipo frontera de consumidor. En los de tipo 4 y 5 se integrarán en los sistemas de telegestión y telemedida. En los de tipo 3 tendrán dispositivos de comunicación remota. Los acogidos a esta modalidad dispondrán de los equipos de medida necesarios para la facturación de los precios, tarifas, cargos o peajes que resulten de acuerdo con: a) Con carácter general deberán disponer: 1º Un equipo de medida bidireccional que mida la energía generada neta. 2º Un equipo de medida que registre la energía consumida. 3º Potestativamente, Potestativamente, un equipo de medida bidireccional ubicado en el punto frontera de la instalación. b) Si la suma de las potencias instaladas en las instalaciones de producción conectadas en la red interior del consumidor no es superior a 100 kW y el consumidor y los titulares de la instalación son la misma persona física o jurídica, deberán disponer de:

1º Un equipo de medida bidireccional que mida la energía neta generada. 2º Un equipo de medida bidireccional ubicado en el punto frontera de la instalación. 3º Potestativamente, Potestativamente, un equipo de medida que registre la energía consumida total por el consumidor.

TÍTULO V Aplicación de peajes de acceso a las redes de transporte y distribución y cargos a las modalidades de autoconsumo En cuanto a las condiciones de contratación del acceso a las redes es de aplicación el RD 1.164/2001 , de 26 de octubre. La Ley 24/2013  de 26 de diciembre será de aplicación en los siguientes apartados: Los cargos asociados a los costes del sistema eléctrico. Cargos por otros servicios de sistema. Registro administrativo de autoconsumo de energía eléctrica. Régimen sancionador. RD 1.699/2011 de 18 de noviembr noviembree ▪

▪

▪

▪

Por este real decreto se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia.

 Artículo 2. Ámbito de aplicación Para instalaciones de régimen ordinario y de especial potencia no superior a 100 kW. kW. Cuando se conecten a las líneas l íneas de tensión no superior a 1 kW de la empresa distribuidora, directamente o a través de la red interior del consumidor. Cuando se conecten al lado de baja de un transformador de una red interior a una tensión inferior a 1 KV siempre que la potencia instalada de generación no supere los 100 kW. kW. En las instalaciones de régimen ordinario y especial por P < 100 kW. kW.

 Artículo 4. Solicitud de punto de acceso y conexión Para instalaciones de régimen ordinario y de especial potencia no superior a 100 kW. kW. 1. El promotor de la instalación solicitará a la empresa distribuidora el derecho de acceso y el punto y condiciones técnicas de conexión necesarias para la realización del proyecto o la documentación técnica de la instalación, según corresponda en función de la potencia instalada. La solicitud de punto de conexión se acompañará de la siguiente información: a) Nombre, dirección, teléfono u otro medio de contacto. b) Ubicación concreta de la instalación de generación, incluyendo la referencia catastral. c) Esquema unifilar de la instalación. d) Punto propuesto para realizar la conexión. Se incluirán las coordenadas UTM si fueran conocidas por el solicitante y propuesta de ubicación del punto de medida de

acuerdo con lo establecido en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, aprobado por RD 1.110/2007 , de 24 de agosto, y normativa de desarrollo. e) Propietario del inmueble donde se ubica la instalación. f) Declaración responsable del propietario del inmueble dando su conformidad a la solicitud de punto de conexión si s i fuera diferente del solicitante. g) Descripción de la instalación, tecnología utilizada y características técnicas de la misma, entre las que se incluirán las potencias pico y nominal de la instalación, modos de conexión y, en su caso, características del inversor o inversores, descripción de los dispositivos de protección y elementos de conexión previstos, así como los certificados de cumplimiento de los niveles de emisión e inmunidad a que hace referencia el artículo 16 . h) Justificante de haber depositado el aval correspondiente ante el órgano de la  Administración  Administr ación competen c ompetente. te. 2. En el caso de que resulte necesaria la presentación de alguna documentación adicional, la empresa distribuidora la solicitará en el plazo de 10 días a partir de la recepción de la solicitud, justificando la procedencia de tal petición. 3. El estudio de la conexión no supondrá en ningún caso un coste para el solicitante.

 Artículo 5. Determinación de las condiciones técnicas de acceso y la conexión 1. En el plazo de un mes a partir de la recepción de la solicitud, la empresa distribuidora notificará al solicitante su propuesta conjunta relativa a las condiciones de acceso y conexión, incluyendo, al menos, los siguientes s iguientes extremos: a) Aceptación de los puntos de conexión y medida propuestos, incluyendo coordenadas UTM, de conformidad con lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. b) Tensión Tensión máxima y mínima de la red en el punto de conexión. c) Potencia de cortocircuito máxima de diseño para el cálculo de la aparamenta de protección y mínima en explotación normal para el cálculo de las variaciones de tensión permitidas en el punto de conexión. d) En el caso de que el punto de conexión y medida para la cesión de energía por parte del solicitante sea diferente del punto de conexión y medida del suministro, informe  justificativo de esta esta circunstancia. 2. Si la potencia nominal máxima disponible de conexión fuese inferior a la potencia de la instalación, la empresa distribuidora podrá denegar la solicitud de conexión debiendo determinar los elementos concretos de la red que precisa modificar, e indicar la potencia máxima disponible de conexión sin modificación de la red. En caso de discrepancia relativa a la denegación de la solicitud de conexión por falta de capacidad, el interesado podrá dirigir, dentro de los 30 días posteriores a la recepción de la propuesta remitida por la empresa distribuidora, su reclamación al órgano de la Administración competente, que resolverá y notificará en un plazo máximo de dos meses. La potencia nominal máxima disponible de conexión se calculará de acuerdo con los criterios definidos en el anexo I  de  de este real decreto.

3. El acceso de la instalación de generación a la red de distribución podrá ser denegado atendiendo a criterios de seguridad s eguridad y continuidad del suministro. Para conceder acceso a la red de distribución, entendido como derecho de uso de la red, se habrá de disponer de punto de conexión con la capacidad necesaria teniendo en cuenta las instalaciones existentes y las ya comprometidas. 4. Si la empresa distribuidora no efectuase la notificación en el plazo a que se refiere este artículo, el interesado podrá dirigir su reclamación al órgano de la Administración competente en los 30 días posteriores a la finalización de dicho plazo, quien procederá a requerir los datos mencionados a la empresa distribuidora y resolverá y notificará en un plazo pl azo máximo de tres meses. 5. La propuesta efectuada por la empresa distribuidora sobre el punto y condiciones de conexión mantendrá su vigencia durante un plazo de tres meses desde la fecha de notificación al titular de la instalación. Antes de que finalice dicho plazo, el solicitante sol icitante deberá informar a la empresa distribuidora de la aceptación del punto y condiciones propuestas. 6. En caso de disconformidad con las condiciones de conexión propuestas por la empresa distribuidora, el interesado podrá dirigirse al órgano de la Administración competente en los 30 días posteriores a la recepción de la propuesta, para que este proceda a la resolución de la discrepancia estableciendo las condiciones que las partes habrán de respetar. respetar. La resolución y notificación deberá producirse en el plazo máximo de dos meses a contar desde la fecha de la solicitud. Para Para la resolución de la discrepancia se atenderá al criterio de originar or iginar el menor coste posible al sistema cumpliendo los requisitos técnicos establecidos. 7. Ante la falta de acuerdo en relación con la solicitud de acceso, el peticionario podrá plantear un conflicto ante la Comisión Nacional de Energía. 8. Una vez aceptada la propuesta de la empresa distribuidora, el solicitante dispondrá de un plazo máximo de quince meses para que la instalación resulte inscrita en el Registro de preasignación de retribución o en el Registro administrativo de instalaciones de producción correspondiente. En caso de incumplimiento por parte del solicitante se producirá la cancelación del punto de conexión. Una vez inscrita en el Registro de preasignación de retribución, la vigencia del punto y condiciones de conexión se mantendrán hasta la inscripción con carácter definitivo en el Registro administrativo de instalaciones de producción correspondiente o la cancelación de inscripción en el citado Registro de preasignación de retribución.

Casos prácticos

7

Contenidos Caso práctico 1. Hipermercado en Valencia  Caso práctico 2. Vivienda aislada en Badajoz  Caso práctico 3. Alumbrado exterior público Caso práctico 4. Instalación fotovoltaica en una granja 

Índice

Casos prácticos Caso práctico 1. Hipermercado en Valencia 

Tema 

7

 volver  vo lver

Calcula la potencia mínima exigida en el HE5  en  en un hipermercado de 6.000 m 2 construidos en la provincia de Valencia.  Aplicamos la fórmula de la potencia nominal mínima mínima a instalar según el HE5 : P

=

C # ^0, 002 # S–5h

donde: P es la potencia nominal a instalar, en kW; kW; S es la superficie construida del edificio, en m2 y C es el coeficiente definido en la tabla 2.1, en función de la zona climática establecida en el apartado 4.1 Según tabla 2.1 del HE5  a  a esta zona le corresponde un coeficiente C de 1,3. Sustituimos los valores: P

=

(1)

C # ^0, 002 # S–5h = 1, 3 # ^0, 002 # 6.000– 5h = 15, 587 kW

 

Vamos a calcular el campo de placas pl acas fotovoltaicas. A Valencia Valencia según el anexo 3 de este libro le corresponde la zona climática IV. IV. Según la tabla 4.1 del HE5  tenemos   tenemos que la radiación para la zona IV estará comprendida entre: 16,6 MJ/m 2 y 18 MJ/m2 que corresponde a 16.600 kJ/m2 y 18.000 kJ/m 2 La hora solar pico (HSP) también estarán comprendidas entre: HSP = radiación # 0,0239 # 0,0116 HSP = 16.600 # 0,0239 # 0,0116 = 4,60 HSP = 18.000 # 0,0239 # 0,0116 = 4,99 4,60 HSP y 4,99 HSP siendo el valor medio:

HSPm

=

4, 60 60 + 4, 99 99 2

=

4,795

Tomaremos como HSP el valor de 4,8 Elegimos un panel p anel fotovoltaico policristalino tipo A-240P, A-240P, con las siguientes características: Características eléctricas Potencia (W en prueba –2/+5%)

240 W 

Corriente en punto de máxima potencia

8,2 1 A  

Tensión en punto de máxima potencia

29,21 V  

Corriente de cortocircuito

8,7 3 A  

Tensión de circuito abierto

37,16 V  

Cable de conexión

4 mm2

Características físicas Longitud

1.645 mm

 Anchura

990 mm

Espesor

45 mm

Peso

21,5 kg

 

Rango de funcionamiento: Temperatura empera tura

–40ºC a +85ºC

Máxima tensión del sistema

1.000 V / Clase II

Carga máxima al viento

2.400 Pa (130 km/h)

Carga máxima a la nieve

5.400 Pa (551 kg/cm 2 )

El panel fotovoltaico nos da 240 W p en una HSP, HSP, el cálculo por este método de los paneles solares necesarios será de: 15.587  W p 240  W p

=

64,94 paneles

El inversor seleccionado es el modelo PIKO 15 (fabricado por Kostal-solar-electric), sus características técnicas principales son: •

Inyección trifásica.

•

Conversión sin transformador. transformador.

•

Potencia fotovoltaica máxima (cos ϕ = 1)

16, 9 kW p

•

Tensión de entrada nominal

680 V 

•

Tensión de entrada máxima

1.000 V 

•

Tensión de entrada mínima

160 V 

•

Potencia nominal, cosϕ =1

15 kW 

•

Coeficiente de rendimiento europeo

97,2%

•

Grado de protección IP 65 / IP 55

Dado que el rendimiento del inversor es del 97,2%, si aplicamos este dato a la potencia mínima calculada en (1) tendríamos: P=

Pmín rendimiento

=

15.587  W p 0, 972

=

16.036  W p

Con la nueva potencia en Nº de panales será:

16.036 240

=

66, 81 paneles

Instalaremos 66 paneles conformados en 3 hileras de 22 unidades cada una de ellas, conectadas en serie donde: V = 22 paneles # 37, 16 V/panel = 817, 52 V   I = 3 hileras # 8, 73 A/hilera = 26, 19 A  

La ITC-BT 40 del REBT  en su apartado 5 Cables de conexión  señala que los cables de conexión deberán estar dimensionados para una intensidad no inferior al 125% de la máxima intensidad del generador y la caída de tensión entre el generador y el punto de interconexión a la Red de Distribución Pública o a la instalación interior, no será superior al 1,5% para la intensidad nominal. Comprobaremos el cumplimiento de la citada ITC-BT40 : Intensidad 8,73 # 1,25 = 10,91 A  Caída de tensión 817,52

#

0,015 = 12,26 V

La caída de tensión en el conductor se calcula por:

2#L#I U=

γ#s

donde: L es la longitud del cable (supongamos una longitud de 18 m); I es la intensidad e γ es la conductividad del material del conductor en este caso C u 58 m / Ω mm2 y s es la sección del condutor en mm 2 U

2 # 18 # 10, 91 =

58 # 4

=

1, 69 V 

La sección indicada por el fabricante del panel es correcta pues la caída de tensión calculada para dicha sección ( 4 mm 2 ) es inferior a la calculada calc ulada a través de la citada instrucción técnica.  Ahora calcularemos los kWh que se generan diariamente: diariamente: La energía útil que nos proporcionan las placas solares en una hora será 16 kWh. La radiación solar media de Valencia para una inclinación solar de 45º según anexo I es la siguiente: 17.464 + 15.884 + 16.636 + 18.628 + 19.308 + 18.406 +

e

+ 19.889 +

23.250 + 18.130 + 15.204 + 12.134 + 12.260

 A continuación hallamos las HSP: 17.266 kJ/m 2 día # 0 ,024 # 0,0116 = 4,80 HSP Se instalarán 66 paneles fotovoltaicos, si consideramos que las HSP diarias son 4,8 HSP, tendremos:

o

/12

=

17.266 kJ/ m2d ía 

! La inclinación solar de 45º se ha elegido por creer que es la más conveniente

16 kWh # 4,8 HSP = 76,80 kWh Las placas fotovoltaicas situadas en el hipermercado nos generarán diariamente una energía útil de 76,80 kWh, esto es considerando días con 4,80 HSP.

Centro de transformación

Convertidor +

Protecciones

+

-

(CGP) Caja general de protección Interruptor   general

Protección diferencial

-

Caja de conexión

RSTN

Embarrado general

kWh

Contador de salida  Contador de entrada 

kWh

(ICP) Interruptor de control de potencia  Protección diferencial

Campo solar fotovoltaico

 A cuadro de distribución

Esquema de la instalación

Caso práctico 2. Vivienda aislada en Badajoz

 volver  volv er

Nos han propuesto efectuar un estudio-proyecto en una vivienda aislada situada en Badajoz. Los consumos y horas estimadas de funcionamiento medio, contando que será invierno cuando más horas habrá, son los siguientes: En corriente continua (c.c.): 1 comedor con fluorescente de 20 W → 4 h/día  1 cocina con fluorescente de 15 W → 3 h/día  1 baño/aseo con fluorescente de 8 W → 2 h/día  3 habitaciones con 3 fluorescentes de 15 W → 1 h/día  En corriente alterna (c.a.): 1 frigorífico de 200 W → 9 h/día  1 TV de color de 50 W → 5 h/día  Pequeños electrodomésticos 100 W → 1 h/día  1 lavadora 500 W → 1/2 h/día 

La tensión de trabajo en las placas solares serán de 24 V en c.c. y de 230 V en c.a., como datos aportar al estudio tenemos que necesitaremos una autonomía de 8 h, y una profundidad de descarga del 80%. Efectuaremos los cálculos pertinentes, sabiendo que la l a radiación de Badajoz es la siguiente: PROVINCIA: BADAJOZ PROVINCIA: LATITUD: 38º 53 feb

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

0

6 .6 5 6

30

9.942 12.710 15.498 18.468 20.634 21.764 22.698 21.600 18.854 15.132 11.616 8.578

45

10.834 13.358 15.520 17.580 18.850 19.472 20.464 20.220 18.588 15.718 12.600 9.442

60

11.134 13.286 14.750 15.830 16.174 16.336 17.288 17.834 17.354 15.454 12.888 9.790

9.504 13.150 17.588 21.266 23.320 23.906 21.142 16.496 11.638 7.872

dic 5.5 6 8

Por ser de uso anual tendremos: Consumos:

Consumos en c.c.

Consumos en c.a.

20 W # 4 h/día = 80 Wh/día

200 W # 9 h/día = 1.800 Wh/día 

15 W # 3 h/día = 45 Wh/día

50 W # 5 h/día = 250 Wh/día 

8 W # 2 h/día = 16 Wh/día

100 W # 1 h/día = 100 Wh/día 

3 # 15 · 1 h/día = 45 Wh/día

500 W # 0,5 h/día = 250 Wh/día 

Consumos en c.c. = 186 Wh/día

Consumos en c.a. = 2.400 Wh/día

Consumo total (CT) = 186 Wh/día + 2.400 Wh/día = 2.586 Wh/día  La energía necesaria será: E

CT =

24

2.586 =

24

=

107, 75 75  Ah/día 

donde: E es la energía necesaria Ah/día ; CT es el consumo total Wh/día y V es la tensión de utilización en el módulo en este caso 24 V   A continuación hallamos el rendimiento global: global: RG

=

^1

-

kb

-

kc

-

e

k vh #    1

k a  # N -

Pd

o

donde: k a  tiene el valor de 5 # 10-3/día = 0,005/día, 0,005/día, la batería será de plomo; k b en este caso 0,05; k v  en este caso un 10% = 0,10; N vale 15 un 5% = 0,05; k c en este caso es un 5% = 0,05; días, según tabla 2.3 del anterior Tema 2  y Pd es la profundidad de descarga, en este caso 80% = 0,8

RG

=

^1

-

0, 05

-

0 , 05

-

e

0 , 10 h # 1

0, 005 # 16 -

0, 8

o

=

0,72

La energía total será: ET

E =

107, 75 Ah/día  

R G

=

=

0, 72

149, 65 65  Ah/día 

El energía total será de 149,65 Ah/día, ahora se trata de comparar la corriente que nos genera un módulo solar fotovoltaico. Si partimos de las características del módulo A-135-P anteriormente descrito tendremos 7,58 A. Para obtener la radiación media sumamos la radiación obtenida a 45º en la tabla y la dividimos por 12: 10.834 13.358 15.520 17.580 18.850 19.472 20.464 20.220 18.588 15.718 12.600 9.442

192.646 12

=

16.053,83 kJ/m 2 , que

será la radiación media obtenida obtenida a lo largo de todo el año

El siguiente paso es calcular las horas solares pico (HSP), como la vivienda es para todo el año, efectuaremos el cálculo de la radiación en base del mes más desfavorable, que en este caso es el diciembre con tiene una radiación de 16.053,83 kJ/m 2 16.053, 83 kJ/m 2 # 0,024 = 385,29 # 0,0116 = 4,46 HSP  A continuación calcularemos los Ah/día que nos proporciona el modulo solar:  Ah/día = Imódulo # HSP = 7,58 # 4,46 = 33,80 Ah/día  Número paneles o módulos solares necesarios (NPP): nº de módu dulo loss =

ET  Ah/día 

=

149, 65  Ah/día  33, 80  Ah/día 

=

4,42 paneles solares

Badajoz se encuentra situada en la Zona Climática V a efectos del HE5  y  y tiene según la tabla 4.1 del mismo una radiación global media diaria anual de 18 MJ/m 2 18.000 # 0,024 # 0,0116 = 5,01 HSP Intensidad del módulo 7,58 # 5,01 = 37,97 Ah/día  nº de módu dulo loss =

ET  Ah/día 

=

149, 65  Ah/día  33, 807, 97  Ah/día 

=

3, 94 paneles solares

Nuestros cálculos cumple con la citada normativa. En este caso 4,42 paneles solares redondeando al alza se convertirían en 5 módulos solares, conectados en paralelo de la siguiente forma:

Cálculo de la batería 

24 V 

energía total = rendimiento global 107, 75  Ah/día  65  Ah/día  = 149, 65 0, 72

capacidad = 24 V  =

24 V 

La capacidad útil (C u) de la batería será: Cu = ET # N = 149,65 # 15 = 2.244,75 Ah

24 V 

 Y la capacidad nominal de la batería batería será: 24 V 

C

=

Cu Pd

2.244, 75 =

0, 8

=

2.805,93  Ah

Utilizaremos unas baterías con una capacidad de 3.000 Ah a 24 V, constituido por 12 vasos de 2 V de 250 Ah cada uno con c on un total de 3.000 Ah.

37,9 A  24 V 

 Acumulador +

+

-

+

-

-

+

-

-

+

-

+

-

+

+

-

-

+

+

-

+

-

+

-

 24 V 

Baterías

Para Para el cálculo del regulador tendremos en cuenta la l a intensidad máxima que han de tener los paneles o módulos solares. Los módulos solares son del tipo A-135-P con una intensidad de 7,58 A, como son 5 ramas de paneles solares en paralelo tendremos: Intensidad del regulador = NPP # Imódulo = 5 # 7,58 = 37,9 A  Utilizaremos Utilizaremos un regulador que regule una intensidad superior a 40 A. Tendremos dos tipos de convertidores, uno para los consumos de c.c. y el otro para los consumos de c.a. Para Para consumos de c.c. tendremos que utilizar un convertidor c.c./c.c. superior a: 1 comedor con fluorescente de 20 W  1 cocina con fluorescente de 15 W  1 baño/aseo con fluorescente de 8 W  3 habitaciones con 3 fluorescentes de 15 W 

Potencia del convertidor = 20 W + 15 W + 8 W + 3 # 15 W = 88 W  El convertidor c.c./c.c. debe tener una potencia de utilización superior a 88 W. W. Para Para consumos de c.a. utilizaremos un convertidor c.c./c.a. superior a: 1 frigorífico de 200 W  1 TV de color de 50 W  Pequeños electrodomésticos 100 W. 1 lavadora lavad ora 500 5 00 W. W. Potencia del convertidor = 200 W + 50 W + 100 W + 500 W = 850 W  El convertidor c.c./c.a. tendrá una potencia de utilización superior a 850 W. W. El esquema de la instalación quedará así: 24 V 

24 V 

24 V 

24 V 

  Regulador

24 V 

V 

 A   Convertidor c.c.-c.c. - +

- +

37,9 A 

- +

+

c.c.

24 V 

c.c. +

-

24 V  Fusible o magnetotérmico       +

-

-

      +

      +

-

-

+

-

+

-

+

      +

-

-

      +

      +

-

 24 V 

-

Consumos en   c.c.  Convertidor c.c.-c.a. c.c.  230 V  c.a.   Consumos en   c.a. +

+

-

+

 volver  volv er

Caso práctico 3. Alumbrado público exterior en Barcelona  Para este ejercicio vamos utilizar farolas con iluminación de lámparas de vapor de sodio, la zona es Barcelona. Datos: La farola donde donde está ubicado este alumbrado estará compuesta por un apoyo para soportar el panel, también también dispondrá de un habitáculo para la batería, que será del tipo monoblock, y por supuesto libre de mantenimiento. mantenimiento. El alumbrado dará una luminosidad luminosidad de forma automática, es decir cuando el Sol pierda claridad, por la acción del día (penumbra), por medio de un interruptor crepuscular esta farola se pondrá en servicio, dando automáticamente iluminación a la zona concertada. Tensión de utilización: 24 V  Perdidas: 15%, ya que estos sistemas han de estar en zonas arboladas La placa tiene una intensidad de funcionamiento de 7,58 A y una superficie de 1,5 m 2 Días de autonomía: hemos supuesto 7 días Profundidad Profundidad de la descarga: 80% Se pide calcular placas necesarias, baterías, estudio para todo el año, de modo que se averigüe la ventaja del sistema. PROVINCIA: BARCELONA LATITUD: 41º 24  Ángulo

ene

feb

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2

mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

6.196 10.006 13.606 18.170 21.272 22.734 22.358 18.966 15.196 11.764 6.908

5.8 6 2

30

9.816 14.166 16.554 19.466 20.922 21.512 21.538 19.602 17.620 15.960 10.564 10.694

45

10.874 15.144 16.770 18.682 19.266 19.428 19.618 18.496 17.490 16.808 11.582 12.276

60

11.324 15.284 16.106 16.970 16.692 16.456 16.768 16.486 16.456 16.728 11.960 13.142

Lámpara de 17 W # 10 h/día = 170 W/día  La energía necesaria será:

E

CT =

V 

170 =

24

=

7, 08  Ah/día 

donde: E es la energía necesaria en Ah/día; CT es el consumo total en Wh/día Wh/día y V es la tensión de utilización en el módulo, en este caso 24 V   A continuación hallamos el rendimiento rendimiento global: RG

=

^1

-

kb

-

kc

-

e

k vh #    1

k a  # N -

Pd

o

donde: k a  tiene el valor de 2 # 10-3/día = 0,002/día; k b en este caso un 5% = 0,05; k c en este caso es un 5% = 0,05; 0,05; k v  en este caso un 10% = 0,10; N vale 15 días, según tabla 2.3 del anterior Tema 2  y  y Pd es la profundidad de descarga, en este caso 80% = 0,8

RG

=

^1

-

0, 05

-

0, 05

-

e

0, 10 h # 1

0, 002 # 15 -

0, 8

o

=

0, 77

La energía total será: ET

E =

7, 08 Ah/día  

R G

=

=

0, 77

9, 19  Ah/día 

El consumo total será de 9,19 Ah/día, ahora se trata de comparar c omparar la corriente que nos genera al un módulo solar fotovoltaico. Si partimos de las características del modulo A-135-P anteriormente descrito tendremos 7,58 A. Para obtener la radiación media sumamos la radiación obtenida a 45º en la tabla y la dividimos por 12: 1 0 .8 7 4 1 5 .1 4 4 1 6 . 7 7 0 1 8 . 6 8 2 1 9 . 2 6 6 1 9 . 4 2 8 1 9 .6 1 8 1 8 .4 9 6 1 7 .4 9 0 1 6 . 8 0 8 1 1 . 5 8 2 1 2 . 2 7 6 196.434 =

12

16.369, 5 kJ/m2 , que

será la radiación media obtenida a lo largo de todo todo el año

El siguiente paso es calcular las horas solares pico (HSP) como la farola es de uso para todo el año efectuaremos el cálculo de la radiación, en base a la media de la radiación solar a lo largo de todo el año que tiene una radiación de 16.369,5 kJ/m 2 16.369,5 # 0,024 # 0,0116 = 4,55 HSP  A continuación calcularemos los Ah/día que nos proporciona el modulo solar:  Ah/día = Imódulo # HSP = 7,58 # 4,55 = 34,48 Ah/día  Número paneles o módulos solares necesarios (NPP): nº de módu dulo loss =

ET  Ah/día 

=

9, 19  Ah/día  34, 48  Ah/día 

=

0, 26 paneles solares

En este caso 0,26 paneles solares redondeando al alza se convertiría en 1 módulo solar Cálculo de la batería  capacidad =

energía total rendimiento global

=

7, 08  Ah/día  = 9, 19  Ah/día  0, 77

La capacidad útil (C u) de la batería será: Cu = ET # N = 9,19 # 15 = 137,85 Ah  Y la capacidad nominal de la batería batería será: C

=

Cu Pd

137, 85 =

0, 8

=

172, 31 Ah

Utilizaremos Utilizaremos una batería del tipo monoblok con una capacidad de 200 Ah a 24 V. V. Para Para el cálculo del regulador deberemos tener en cuenta la intensidad máxima que tendrá en este caso del panel. El panel solar es del tipo A-135-P con una intensidad de 7,58 A, como es 1 panel tendremos: Intensidad del regulador = NPP # I del panel = 1 # 7,58 = 7,58 A  Utilizaremos un regulador que admita una intensidad superior a 7,58 A, pudiendo utilizar uno de 10 A por ejemplo.

Panel solar Regulador

Lámpara 18 W tipo SOX  (sodio a baja presión)

12 V  Reactancia 

Batería  (plomo-calcio)

Esquema de la instalación de la farola solar

Interruptor crepuscular

 volver  vol ver

Caso práctico 4. Granja en Cáceres Como las granjas están situadas a las afueras de las poblaciones, el problema se presenta porque las instalaciones eléctricas de suministro no suelen estar cerca y llevar la línea eléctrica suele ser muy costoso. En este ejemplo tratamos el caso de una granja situada al norte de Cáceres con latitud 39,29º. La granja tiene una extensión de 1.500 m 2 y está compuesta por los siguientes aparatos: Descripción equipos

Potencia (W)

Compresor Esquiladora Cafetera Radiocasete Bomba agua Ordenador portátil Iluminación 1 Iluminación 2 Iluminación exterior

1. 2 0 0 50 500 50 550 65 20 0 20 0 10 0

Horas/día  funcionamiento 1 1 0,5 5 1 2 4 4 5

Consumo (Wh/día)

Tipo

1.2 0 0 50 2 50 2 50 550 130 800 800 5 00

c.a. c.a. c.a. c.a. c.a. c.a. c.c. c.c. c.c.

Potencia en c.a. = 2.415 W  Potencia en c.c. = 500 W  Potencia total de la instalación = 2.415 + 500 = 2.915 W  Consumos por día en c.a. = 2.430 Wh/día  Consumos por día en c.c. = 2.100 Wh/día Consumo total de la instalación = 2.430 + 2.100 = 4.530 Wh/día  La energía necesaria será:

E

CT =

V 

4.530 =

24

=

188,75

donde: E es la energía necesaria en Ah/día; CT es el consumo total en Wh/día Wh/día y V es la tensión de utilización en el módulo, en este caso 24 V   A continuación hallamos el rendimiento global: global: RG

=

^1

-

kb

-

kc

-

e

k vh #    1

k a  # N -

Pd

o

donde: k a  tiene el valor de 5 # 10-3/día = 0,002/día; k b en este caso un 5% = 0,05; k c en este caso es un 5% = 0,05; 0,05; k v  en este caso un 10% = 0,10; N vale 15 días, según tabla 2.3 del  y Pd es la profundidad de descarga, en este caso 80% = 0,8 anterior Tema 2  y RG

=

^1

-

0, 05

-

0, 05

-

e

0, 10 h # 1

0, 005 # 15 -

0, 8

La energía total será: ET

E =

R G

188, 75 Ah/día   =

0, 72

=

262, 15  Ah/día 

o

=

0,72

El consumo total será de 262,15 Ah/día, ahora se trata de comparar la corriente que nos genera al un módulo solar sol ar fotovoltaico. Si partimos de las características del modulo A-135-P anteriormente descrito tendremos 7,58 A. Para obtener la radiación media sumamos la radiación obtenida a 45º en la tabla y la dividimos por 12: 12.460 14.235 15.789 17.654 19.564 21.657 22.341 20.986 17.045 12.564 9.563

188.731 12

=

15.727, 58 kJ/m 2 , que

4.873

será la radiación media obtenida obtenida a lo largo de todo el año

El siguiente paso es calcular las horas solares pico (HSP) como la farola es de uso para todo el año efectuaremos el cálculo de la radiación, en base a la media de la radiación solar a lo largo de todo el año que tiene una radiación de 15.727,58 kJ/m 2 15.727,58 # 0,024 # 0,0116 = 4,37 HSP  A continuación calcularemos los Ah/día que nos proporciona el modulo solar:  Ah/día = Imódulo # HSP = 7,58 # 4,37 = 33,12 Ah/día  Número paneles o módulos solares necesarios (NPP): nº de módu dulo loss =

ET  Ah/día 

=

262, 15  Ah/día  33, 12  Ah/día 

=

7, 91 paneles solares

En este caso 7,91 paneles solares redondeando al alza se convertirían en 8 módulos solares conectados en paralelo. 24 V 

Cálculo de la batería  24 V  24 V  24 V  24 V  24 V  24 V 

energía total capacidad = = rendimiento global 262, 15  Ah/día  = = 364, 09  Ah/día  0, 72

La capacidad útil (C u) de la batería será: Cu = ET # N = 364,09 # 15 = 5.461,45 Ah  Y la capacidad nominal de la batería batería será:

24 V 

C 24 V 

=

Cu Pd

5.461, 45 =

0, 8

=

6.826, 81 Ah

Utilizaremos unas baterías con una capacidad de 7.200 Ah a 24 V, constituido por 12 vasos de 2 V de 3.000 Ah.

 24 V 

+

-

+

-

+

+

+

-

+

-

+

-

+

+

-

+

+

+

-

-

+

+

-

-

+

+

-

-

+

+

-

+

+

-

+

+

-

+

+

 Acumulador

Baterías

Para el cálculo del regulador deberemos tener en cuenta la intensidad máxima que tendrá tener en este caso el panel o módulo solar Los módulos solares son del tipo A-135-P con una intensidad de 7,58 A como son 8 paneles solares en paralelo tendremos: Intensidad del regulador = NPP # I del módulo = 8 # 7,58 = 60,64 A  Utilizaremos Utilizaremos un regulador de una intensidad superior a 65 A  Convertidor, Convertidor, En convertidores tendremos dos tipos uno para los consumos de c.c. c .c. y el otro para los consumos de c.a. Para Para consumos de c.c. deberemos utilizar un convertidor c.c./c.c. superior a: Iluminación 1

200

Iluminación 2

200

Iluminación exterior

100

Potencia del convertidor = 200 W + 200 W +100 W = 500 W  El convertidor c.c./c.c. debe tener una potencia de utilización superior a 500 W  Para Para consumos de c.a. deberemos utilizar un convertidor c.c./c.a. superior a: Compresor

1200

Esquiladora

50

Cafetera

500

Radiocasete

50

Bomba agua

5 50

Ordenador portátil

65

Potencia del convertidor = 1.200 W + 50 W + 500 W + 50 W + 550 W + 65 W = 2.415 W  El convertidor c.c./c.a. deberá tener una potencia de utilización superior a 2.500 W  El esquema de la instalación quedará q uedará de la siguiente forma: 24 V 

24 V  24 V  24 V  24 V  24 V 

 Regulador

24 V 

V 

 A 

24 V  - + - + - +

 Convertidor  Convert idor c.c.-c.c. c.c.-c.c. c.c. c.c.

24 V 

24 V  fusible o magnetotérmico

24 V  +

-

-

+

+

-

-

+

+

-

-

+

+

-

 Acumulador

-

+

+

-

-

+

+

-

-

+

 24 V 

+ -

  Consumos en c.c.

 Convertidor c.c.-c.a. c.c.  230 V  c.a.   Consumos en c.a.

 Anexoss  Anexo

Contenidos  Anexo 1 Tablas Tablas solares de radiación

 Anexo 2 HE5 Contribución fotovoltaica fotovoltaica mínima de energía eléctrica 

 Anexo 3 Tablas Tablas de irradiancia 

Índice

 volver  volv er

Tablas solares de radiación

 Anexo

1

 A continuación detallamos las tablas de radiación solar de España, que están efectuadas para una superficie inclinada con unos ángulos de inclinación de 0º, 30º, 45º y 60º. La radiación viene dada en kJ/m 2 y la orientación de los módulos será al sur s ur.. PROVINCIA: ÁLAV ÁLAVA A LATITUD: 42º 85  Ángulo

ene

feb

0

4 .4 5 8

8.4 2 2

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 mar

abr

may

jun

jul

agos

nov

dic

4 .9 1 6

3 .2 1 6

30

6.668 11.842 10.742 11.930 15.124 16.136 17.118 15.092 13.174 12.322 7.074

4 .4 2 8

45

7.296 12.654 10.764 11.426 14.022 14.724 15.722 14.288 13.034 12.922 7.644

4. 7 4 2

60

7.534 12.776 10.278 10.426 12.322 12.684 13.626 12.834 12.270 12.832 7.816

4. 8 2 2

ene

feb

oct

9.198 11.400 15.312 16.878 17.628 14.634 11.556 9.270

PROVINCIA: ALBACETE PROVINCIA: LATITUD: 39º 00  Ángulo

sep

mar

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

7.236 10.638 12.360 17.556 19.636 22.136 23.892 20.960 16.330 11.520 6.778

5.8 0 6

30

11.050 14.552 14.472 18.438 19.050 20.694 22.692 21.412 18.654 14.962 9.662

9 .0 7 8

45

12.110 12.384 14.462 17.552 17.426 18.550 20.464 20.046 18.388 15.536 10.386 10.030

60

12.496 15.372 13.732 15.810 15.004 15.616 17.296 17.682 17.168 15.276 10.556 10.426

PROVINCIA: ALICANTE PROVINCIA: LATITUD: 38º21  Ángulo

ene

feb

mar

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

9.360 13.540 16.244 20.746 23.720 25.870 26.088 22.446 18.522 13.386 9.264

30

15.096 19.370 19.606 21.940 22.946 24.010 24.656 22.910 21.372 17.736 14.052 12.340

45

16.748 20.708 19.750 20.882 20.878 21.356 22.134 21.406 21.104 18.506 15.336 13.786

60

17.424 20.846 18.832 18.746 17.802 17.764 18.564 18.810 19.700 18.250 15.752 14.440

PROVINCIA: ALMERÍA PROVINCIA: LATITUD: 36º51  Ángulo

ene

feb

mar

7.5 0 2

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

8.918 12.144 16.748 20.432 23.404 24.034 24.534 22.188 17.962 13.778 9.796

7.6 6 2

30

13.554 16.448 19.962 21.456 22.436 22.162 23.008 22.404 20.350 17.928 14.502 12.040

45

14.808 17.310 20.002 20.308 20.132 19.656 20.574 20.822 19.954 18.582 15.716 13.294

60

15.224 17.216 18.974 18.132 17.234 16.344 17.224 18.196 18.516 18.216 16.042 13.792

PROVINCIA: ASTURIAS PROVINCIA: LATITUD: 43º22  Ángulo

ene

0

5 .3 6 0

feb

mar

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

nov

dic

5 .6 1 0

4.2 7 2

30

8.802 10.452 12.496 13.678 15.126 15.930 15.766 14.656 13.928 10.480 8.606

6 .8 6 4

45

9.852 11.134 12.628 13.146 14.050 14.556 14.516 13.894 13.834 10.940 9.460

7. 6 4 6

60

10.352 11.220 12.136 12.012 12.358 12.564 12.636 12.498 13.054 10.830 9.794

8.0 1 0

ene

oct

7.536 10.426 12.892 15.280 16.622 16.204 14.196 12.100 8.040

PROVINCIA: ÁVILA LATITUD: 40º 39  Ángulo

sep

feb

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

6.558 10.194 12.044 16.260 19.716 21.236 24.406 22.664 16.578 11.076 6.454

5.0 0 4

30

10.288 14.270 14.306 17.200 19.304 20.048 23.410 23.510 19.284 14.662 9.500

8 .0 7 4

45

11.364 15.202 14.382 16.446 17.752 18.092 21.228 22.140 19.142 15.328 10.310 9.000

60

11.804 15.294 13.730 14.904 15.372 15.348 18.022 19.628 17.994 15.168 10.562 9.436

PROVINCIA: BADAJOZ PROVINCIA: LATITUD: 38º 53 feb

mar

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

abr

may

jun

jul

agos

0

6 .6 5 6

30

9.942 12.710 15.498 18.468 20.634 21.764 22.698 21.600 18.854 15.132 11.616 8.578

45

10.834 13.358 15.520 17.580 18.850 19.472 20.464 20.220 18.588 15.718 12.600 9.442

60

11.134 13.286 14.750 15.830 16.174 16.336 17.288 17.834 17.354 15.454 12.888 9.790

ene

oct

nov

9.504 13.150 17.588 21.266 23.320 23.906 21.142 16.496 11.638 7.872

PROVINCIA: BALEARES PROVINCIA: LATITUD: 39º 57  Ángulo

sep

feb

mar

dic 5.5 6 8

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

8.364 12.720 14.462 17.818 22.922 24.902 25.634 22.224 17.606 12.918 8.960

30

13.536 18.368 17.304 18.818 22.328 23.292 24.408 22.862 20.420 17.326 13.912 10.690

45

15.050 19.704 17.518 17.950 20.414 20.840 22.020 21.452 20.224 18.160 15.288 11.972

60

15.692 19.906 16.730 16.202 17.508 17.454 18.568 18.948 18.952 17.980 15.790 12.566

PROVINCIA: BARCELONA LATITUD: 41º 24  Ángulo

ene

feb

mar

6.4 7 2

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

6.196 10.006 13.606 18.170 21.272 22.734 22.358 18.966 15.196 11.764 6.908

5.8 6 2

30

9.816 14.166 16.554 19.466 20.922 21.512 21.538 19.602 17.620 15.960 10.564 10.694

45

10.874 15.144 16.770 18.682 19.266 19.428 19.618 18.496 17.490 16.808 11.582 12.276

60

11.324 15.284 16.106 16.970 16.692 16.456 16.768 16.486 16.456 16.728 11.960 13.142

PROVINCIA: BURGOS LATITUD: 42º 20 feb

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

mar

abr

may

jun

jul

agos

0

3 .7 0 8

7.996 10.780 14.386 18.110 21.434 22.964 20.080 14.452 10.034 5.170

2.9 1 0

30

4.942 11.016 12.852 15.278 17.876 20.402 22.232 20.942 16.812 13.420 7.464

3 .7 3 0

45

5.232 11.700 12.954 14.668 16.536 18.510 20.304 19.824 16.718 14.090 8.072

3. 9 0 2

60

5.278 11.412 12.412 13.364 14.444 15.770 17.404 17.720 15.776 14.002 8.254

3. 9 0 8

PROVINCIA: CÁCERES PROVINCIA: LATITUD: 39º 29 feb

mar

sep

oct

nov

dic

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

abr

may

jun

jul

agos

0

6 .0 6 1

9.614 10.780 14.386 18.110 21.434 22.964 20.080 14.452 10.034 5.170

2.9 1 0

30

11.142 12.090 13.070 15.463 20.546 22.345 23.564 21.566 16.654 11.765 7.659

3 .4 2 9

45

12.460 14.235 15.789 17.654 19.564 21.657 22.341 20.986 17.045 12.564 9.563

4.8 7 3

60

12.010 13.893 14.987 16.894 18.543 20.987 20.986 19.876 16.754 13.425 8.963

4.6 3 9

PROVINCIA: CÁDIZ LATITUD: 36º 28  Ángulo

ene

feb

sep

oct

nov

dic

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

8.394 13.264 16.458 22.270 25.630 27.322 27.222 25.710 20.528 14.594 9.750

30

12.450 18.210 19.488 23.452 24.496 25.012 25.404 26.036 23.550 26.276 14.290 12.334

45

13.522 19.228 19.486 22.178 22.092 22.022 22.596 24.142 23.150 29.974 15.444 13.602

60

13.838 19.158 18.446 19.748 18.624 18.098 18.756 20.968 21.484 31.870 15.726 14.098

PROVINCIA: CANTABRIA LATITUD: 43º 28  Ángulo

ene

feb

0

4 .7 0 4

7.2 6 8

mar

7.8 7 8

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

nov

dic

5 .2 0 6

3 .5 7 4

30

7.432 10.022 11.440 11.906 14.986 15.102 14.728 12.316 13.150 11.994 7.824

5 .3 5 0

45

8.246 10.568 11.520 11.420 13.920 13.824 13.572 11.664 13.044 12.600 8.554

5. 8 5 6

60

8.612 10.732 11.050 10.436 12.254 11.960 11.848 10.510 12.304 12.538 8.828

6. 0 6 0

ene

feb

oct

9.648 11.338 15.138 15.740 15.134 12.028 11.482 8.984

PROVINCIA: CASTEL CASTELLÓN LÓN LATITUD: 39º 59  Ángulo

sep

mar

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

7.604 12.424 15.634 18.496 21.158 23.044 23.364 20.306 17.170 12.126 7.766

6.8 0 6

30

12.142 17.994 19.112 19.640 20.650 21.640 22.328 20.860 19.930 16.158 11.754 11.614

45

13.460 19.328 19.350 18.768 18.930 19.442 20.224 19.596 19.752 16.916 12.840 13.102

60

14.010 19.546 18.552 16.962 16.312 16.386 17.174 17.362 18.532 16.738 13.210 13.832

PROVINCIA: CIUDAD REAL PROVINCIA: LATITUD: 38º 59  Ángulo

ene

feb

mar

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

5.948 10.424 12.642 16.584 20.720 23.024 25.764 22.956 17.426 10.974 6.498

4.6 1 0

30

8.628 14.212 14.848 17.366 20.110 21.508 24.444 23.550 20.072 14.146 9.166

6. 6 2 8

45

9.336 15.014 14.850 16.526 18.384 19.254 22.000 22.054 19.828 14.660 9.828

7 .1 6 4

60

9.538 14.994 14.100 14.894 15.796 16.174 18.510 19.414 18.536 14.394 9.970

7.334

PROVINCIA: CÓRDOBA PROVINCIA: LATITUD: 37º 53  Ángulo

ene

feb

mar

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

7.400 11.094 14.156 17.224 19.014 24.266 25.722 23.412 17.988 11.894 8.228

30

11.044 15.026 16.672 18.038 18.348 22.498 24.248 23.856 20.578 15.302 11.974 9.596

45

12.024 15.824 16.672 17.112 16.740 20.022 21.734 22.248 20.258 15.828 12.932 10.550

60

12.340 15.760 15.814 15.362 14.386 16.696 18.212 19.492 18.872 15.508 13.180 10.924

PROVINCIA: CORUÑA, LA PROVINCIA: LATITUD: 43º 22  Ángulo

ene

0

5 .1 7 2

feb

mar

6.2 3 6

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

6 .2 6 8

3.9 3 8

30

8.408 10.634 13.402 15.718 14.856 16.176 17.684 15.458 15.546 10.812 9.930

6 .1 3 4

45

9.394 11.336 13.580 15.134 13.800 14.782 16.256 14.654 15.486 11.300 11.002 6.784

60

9.852 11.432 13.072 13.836 12.150 12.748 14.106 13.176 14.644 11.202 11.454 7.068

7.638 11.070 14.676 15.016 16.876 18.172 14.926 13.356 8.244

PROVINCIA: CUENCA LATITUD: 40º 05 feb

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

mar

abr

may

jun

jul

agos

0

6 .0 4 0

9.212 11.808 15.266 18.680 20.928 23.788 21.468 15.982 11.076 6.394

4.9 6 8

30

9.098 12.502 13.900 16.030 18.232 19.702 22.744 22.122 18.408 14.532 9.246

7 .7 4 2

45

9.948 13.204 13.940 15.296 16.750 17.750 20.596 20.792 18.208 15.150 9.984

8. 5 5 4

60

10.254 13.198 13.276 13.842 14.504 15.040 17.476 18.412 17.068 14.954 10.190 8.902

PROVINCIA: GIRONA LATITUD: 41º 59  Ángulo

ene

feb

sep

oct

nov

dic

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

7.238 10.204 13.624 15.958 17.958 17.070 22.052 18.058 13.652 10.632 7.400

5.6 0 0

30

12.228 14.690 16.694 17.018 17.690 16.260 21.314 18.692 15.726 14.282 11.716 9.284

45

13.758 15.780 16.954 16.338 16.344 14.796 19.460 17.664 15.592 15.008 12.960 10.408

60

14.486 15.988 16.322 14.868 14.258 12.712 16.682 15.790 14.674 14.920 13.466 10.936

PROVINCIA: GRANADA PROVINCIA: LATITUD: 37º 11 feb

mar

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

0

6 .8 8 0

30

9.908 12.626 14.094 16.484 17.874 19.490 22.278 18.926 17.282 14.140 10.380 7.970

45

10.680 13.158 13.990 15.598 16.282 17.396 19.972 17.628 16.904 14.542 11.086 8.624

60

10.880 12.996 13.198 13.978 13.974 14.608 16.780 15.488 15.676 14.178 11.206 8.820

9.670 12.250 15.872 18.594 21.006 23.686 18.806 15.452 11.206 7.414

PROVINCIA: GUADALAJARA PROVINCIA: LATITUD: 40º 38 mar

abr

dic 5.5 1 0

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

feb

may

jun

jul

agos

0

4 .9 9 0

7.6 5 8

9.948 12.998 16.258 18.372 23.580 20.474 14.554 10.034 5.186

4.1 6 6

30

7.168 10.110 11.502 13.560 15.898 17.380 22.614 21.130 16.666 13.058 7.090

6 .2 1 4

45

7.742 10.600 11.472 12.936 14.654 15.734 20.526 19.892 16.478 13.586 7.546

6. 7 9 4

60

7.912 10.544 10.894 11.734 12.766 13.430 17.454 17.666 15.454 13.398 7.620

7. 0 2 0

PROVINCIA: GUIPÚZCOA LATITUD: 43º 19  Ángulo

ene

feb

0

4 .7 6 2

6.9 8 4

30

7 .5 0 0

mar

sep

oct

nov

dic

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

nov

dic

5 .2 2 6

3 .8 3 0

9.510 11.280 10.460 14.274 14.234 14.514 12.370 13.214 12.108 7.826

5 .8 8 0

45

8.312 10.078 11.352 10.002 13.260 13.036 13.378 11.708 13.098 12.716 8.552

6. 4 8 0

60

8.672 10.118 10.872 9.136 11.684 11.310 11.678 10.546 12.350 12.650 8.816

6 .7 3 6

ene

oct

9.548 10.092 14.434 14.838 14.922 12.084 11.542 9.076

PROVINCIA: HUELV HUELVA A LATITUD: 37º 16  Ángulo

sep

feb

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

7.572 11.858 15.798 20.796 24.036 25.632 26.996 24.840 20.612 13.098 8.670

30

11.184 16.100 18.756 21.928 23.092 23.632 25.326 25.262 23.840 16.984 12.506 10.276

45

12.134 16.960 18.782 20.784 20.922 20.936 22.604 23.500 23.512 17.602 13.574 11.288

60

12.420 16.886 17.810 18.582 17.754 17.350 18.836 20.504 21.890 17.254 13.816 11.672

PROVINCIA: HUESCA PROVINCIA: LATITUD: 42º 08  Ángulo

ene

feb

6.6 8 4

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

6.434 11.472 14.994 17.614 20.608 22.330 23.894 20.734 15.420 11.370 6.772

4.9 6 6

30

10.544 17.054 18.678 18.922 20.342 21.212 23.108 21.622 18.024 15.498 10.508 7.994

45

11.786 18.474 19.054 18.196 18.776 19.210 21.068 20.458 17.944 16.352 11.574 8.902

60

12.356 18.828 18.400 16.566 16.324 16.324 18.002 18.260 16.936 16.302 11.990 9.314

PROVINCIA: JAEN LATITUD: 37º 46

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

feb

mar

abr

may

jun

jul

agos

0

6 .2 7 0

30

9.785 12.450 13.985 15.874 18.095 22.854 24.674 22.654 17.894 15.674 10.345 7.984

45

10.430 13.564 14.053 15.543 16.873 18.093 20.145 19.532 16.543 14.675 11.867 8.643

60

11.045 12.564 13.786 14.067 14.453 15.065 17.984 18.573 14.965 13.678 10.987 8.832

ene

oct

nov

9.906 14.671 18.057 20.189 24.411 26.835 24.285 19.646 11.620 7.774

PROVINCIA: LEÓN LATITUD: 42º 35  Ángulo

sep

dic 6.3 1 1

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2

feb

mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

5.600 10.726 13.652 17.314 19.144 23.574 24.820 21.668 15.406 10.630 6.972

30

9.002 15.854 16.846 18.930 22.432 24.066 22.730 18.096 14.420 11.070 11.070 6.532

45

10.024 17.154 17.154 17.950 17.512 20.320 21.968 21.544 18.052 15.202 12.264 7.210

60

10.480 17.476 16.554 16.370 15.282 17.246 18.778 19.250 17.066 15.152 12.764 7.502

PROVINCIA: LLEIDA PROVINCIA: LATITUD: 41º 41  Ángulo

ene

4.2 1 6

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2

feb

mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

6.078 12.168 15.592 19.226 21.954 24.262 24.638 21.340 16.740 11.980 6.302

4.0 0 6

30

9.648 18.184 19.442 20.720 21.632 22.962 23.756 22.216 19.688 16.380 94.70

6 .8 8 0

45

10.700 19.714 19.878 19.918 19.926 20.710 21.614 20.988 19.622 17.290 10.344 7.810

60

11.148 20.092 19.136 18.106 17.258 17.496 18.406 18.694 18.516 17.234 10.652 8.314

PROVINCIA: LUGO LATITUD: 43º 00

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

feb

mar

abr

may

jun

jul

agos

nov

dic

0

3 .8 6 8

7.2 3 8

8.590 13.566 13.836 16.764 17.034 15.242 11.302 9.146

5 .3 4 2

3 .1 5 6

30

5 .4 6 8

9 .8 9 4

9.918 14.424 13.658 16.018 16.560 15.772 12.874 12.174 7.998

4 .3 4 2

45

5.892 10.494 9.912 13.860 12.686 14.628 15.224 14.946 12.746 12.774 8.734

4 .6 5 0

60

6.024 10.542 9.444 12.658 11.186 12.612 13.218 13.426 12.004 12.696 9.002

4 .7 3 2

PROVINCIA: MADRID PROVINCIA: LATITUD: 40º 25 feb

sep

oct

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

0

6 .3 6 2

30

9.832 13.544 17.122 20.910 20.726 22.138 24.764 23.826 18.638 14.124 11.060 10.612

45

10.818 14.378 17.300 20.024 19.026 19.908 22.406 22.420 18.474 14.728 12.082 11.972

60

11.206 14.428 16.566 18.118 16.424 16.780 18.948 19.852 17.338 14.542 12.430 12.646

9.798 14.150 19.552 21.184 23.530 25.874 22.986 16.118 10.762 7.326

dic 6.2 3 6

PROVINCIA: MÁLAGA PROVINCIA: LATITUD: 36º 43  Ángulo

ene

feb

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

8.204 11.556 17.708 18.882 22.818 24.870 25.916 22.316 18.546 13.020 10.134 6.236

30

12.220 15.498 21.296 19.738 21.878 22.904 24.274 22.542 21.098 16.768 15.142 9.298

45

13.286 16.270 21.392 18.672 19.818 20.282 21.666 20.950 20.712 17.338 16.446 10.128

60

13.616 16.150 20.316 16.690 16.836 16.818 18.072 18.304 19.226 16.960 16.814 10.412

PROVINCIA: MURCIA LATITUD: 37º 59  Ángulo

ene

feb

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct 

nov 

dic

0

9.546 11.978 17.200 21.352 25.288 25.748 26.922 23.654 19.050 13.900 9.670

30

15.298 16.508 20.864 22.568 24.402 23.840 25.374 24.132 21.976 18.444 14.690 12.678

45

16.944 17.476 21.036 21.454 22.140 21.180 22.720 22.516 21.684 19.248 16.036 14.146

60

17.600 17.466 20.054 19.224 18.784 17.592 18.992 19.730 20.222 18.974 16.466 14.800

PROVINCIA: NA NAV VARRA LATITUD: 42º 85  Ángulo

ene

0

4 .2 1 0

feb

mar

7.7 4 6

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

nov

dic

4 .6 2 6

3.2 4 4

30

6.138 10.026 13.224 11.840 15.982 19.064 20.650 18.456 15.556 13.388 6.488

4 .4 8 0

45

6.668 10.628 13.368 11.336 14.816 17.342 18.920 17.490 15.462 14.086 6.962

4. 8 0 2

60

6.854 10.672 12.840 10.346 12.996 14.840 16.298 15.680 14.596 14.030 7.064

4. 8 9 0

ene

0

2 .8 2 4

30

oct

7.346 11.008 11.318 16.172 19.970 21.266 17.748 13.420 9.948

PROVINCIA: ORENSE PROVINCIA: LATITUD: 42º33  Ángulo

sep

feb

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 mar

abr

may

jun

jul

agos

nov

dic

6.790 14.072 12.094 8.868 19.184 16.162 18.176 12.546 7.158

5 .3 0 0

2 .4 4 0

3 .2 8 8

8.986 17.402 12.690 8.628 18.278 15.654 18.862 14.368 8.928

7.714

2 .8 9 6

45

3.336

9.442 17.722 12.148 8.042 16.620 14.374 17.848 14.230 9.194

8.3 5 6

2.9 5 8

60

3.2 5 0

9.414 17.100 11.068 7.202 14.226 12.474 15.970 13.390 9.004

8 .5 5 8

5.8 9 8

PROVINCIA: PALENCIA LATITUD: 42º 850  Ángulo

ene

feb

mar

sep

oct

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

4.328 10.120 12.048 15.530 20.114 22.470 24.200 21.866 15.248 11.222 6.352

3.6 7 2

30

6.150 14.546 14.514 16.538 19.838 21.336 23.388 22.856 17.784 15.234 9.672

5 .2 2 8

45

6.632 15.622 14.670 15.870 18.314 19.314 21.316 21.622 17.694 16.058 10.596 5.644

60

6.774 15.822 14.076 14.444 15.928 16.400 18.200 19.278 16.686 15.996 10.942 5.774

PROVINCIA: LAS PALMAS LATITUD: 28º 11  Ángulo

ene

feb

mar

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

9.766 11.700 14.880 17.602 17.844 15.932 15.358 14.990 16.624 12.160 9.650

30

12.708 17.774 16.196 17.378 16.362 14.270 13.946 14.372 17.486 14.258 12.180 9.402

45

13.232 19.454 15.670 16.008 14.508 12.512 12.334 13.074 16.624 14.258 12.548 9.752

60

13.064 20.056 14.382 13.902 12.120 10.358 10.310 11.236 14.956 13.556 12.278 9.620

PROVINCIA: PONTEVEDRA PROVINCIA: LATITUD: 42º 26 feb

mar

7.3 7 0

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

0

5 .3 3 8

30

8.410 12.486 14.588 19.350 16.756 21.898 22.360 21.320 16.848 15.354 11.056 7.990

45

9.314 13.342 14.722 18.630 15.512 19.840 20.428 20.192 16.762 16.220 12.234 8.920

60

9.704 13.474 14.176 16.978 13.574 16.852 17.510 18.048 15.818 16.190 12.718 9.352

8.862 12.050 17.942 16.984 23.022 23.076 20.420 14.476 11.222 6.990

PROVINCIA: RIOJA, LA PROVINCIA: LATITUD: 42º 28 feb

mar

dic 4.9 1 8

Orientación: Sur Unidades:kJ/m 2

 Ángulo

ene

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

0

5 .9 8 6

30

9.768 13.816 16.760 19.714 21.002 22.420 24.460 22.408 19.584 16.336 10.570 8.220

45

10.906 14.836 17.054 18.992 19.404 20.296 22.306 21.228 19.580 17.312 11.668 9.194

60

11.426 15.032 16.446 17.310 16.880 17.220 19.038 18.966 18.530 17.320 12.118 9.646

9.630 13.606 18.254 21.228 23.572 25.244 21.396 16.538 11.808 6.740

PROVINCIA: SALAMANCA PROVINCIA: LATITUD: 40º 58 feb

mar

dic 5.0 2 4

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

abr

may

jun

jul

agos

0

5 .8 2 2

8.960 12.436 17.502 20.848 22.736 23.068 20.850 15.534 10.676 6.114

4.8 5 6

30

8.914 12.284 14.870 18.634 20.456 21.462 22.166 21.580 17.972 14.104 8.928

7 .9 1 4

45

9.792 13.020 14.982 17.850 18.812 19.350 20.144 20.336 17.820 14.742 9.676

8. 8 4 6

60

10.130 13.052 14.332 16.190 16.280 16.370 17.166 18.076 16.748 14.584 9.902

9.2 9 4

PROVINCIA: SEGOVIA LATITUD: 40º 57 feb

mar

sep

oct

nov

dic

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

5 .1 5 4

8.748 11.082 14.626 17.138 20.578 23.996 21.666 15.488 19.612 5.478

4.1 6 4

30

7.582 11.942 13.058 15.408 16.792 19.460 23.050 22.476 17.912 14.010 7.728

6 .3 7 2

45

8.244 12.642 13.102 14.734 15.482 17.590 20.932 21.186 17.762 14.642 8.298

7. 0 1 8

60

8.472 12.664 12.498 13.368 13.480 17.806 18.818 15.694 16.694 14.486 8.434

7. 2 9 2

PROVINCIA: SEVILLA PROVINCIA: LATITUD: 37º 23  Ángulo

ene

feb

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

7.160 11.178 15.446 19.720 22.400 23.490 23.780 21.648 17.544 12.060 8.330

30

10.472 15.036 18.316 29.748 21.546 21.744 22.392 21.920 19.928 15.442 12.032 10.518

45

11.336 15.806 18.338 19.670 19.562 19.342 20.084 20.418 19.572 15.950 12.962 11.578

60

11.584 15.710 17.394 17.604 16.670 16.138 16.882 17.894 18.192 15.604 13.182 11.994

PROVINCIA: SORIA PROVINCIA: LATITUD: 41º 46  Ángulo

ene

0

5 .5 2 8

feb

6.7 8 4

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 mar

abr

may

jun

jul

agos

nov

dic

5 .1 8 2

4.2 6 8

30

8.028 10.742 12.480 14.624 17.520 19.890 22.564 20.618 16.204 11.788 7.348

8 .7 4 2

45

8.818 11.362 12.536 14.008 16.180 18.016 20.564 19.484 16.070 12.276 7.900 10.314

60

9.132 11.384 11.976 12.742 14.112 15.340 17.566 17.380 15.122 12.126 8.046 11.288

ene

oct

7.908 10.570 13.856 17.800 20.952 23.374 19.856 14.056 9.060

PROVINCIA: TARRAGON ARRAGONA A LATITUD: 41º 07  Ángulo

sep

feb

mar

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

7.414 11.544 13.160 16.562 18.450 20.552 21.232 18.172 13.902 11.168 7.348

30

12.206 16.822 15.900 17.600 18.100 19.456 20.436 18.714 15.918 14.920 11.316 10.524

45

13.644 18.114 16.064 16.860 16.680 17.598 18.620 17.644 15.744 15.646 12.430 11.982

60

14.298 18.370 15.400 15.300 14.502 14.964 15.936 15.720 14.778 15.518 12.846 12.746

PROVINCIA: TENERIFE PROVINCIA: LATITUD: 28º 28  Ángulo

ene

feb

mar

5.9 6 2

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

9.572 12.014 15.916 19.778 21.786 24.178 25.182 22.878 18.694 13.258 9.426

30

12.474 21.684 17.464 19.616 19.890 21.172 22.370 21.980 19.864 15.770 11.900 9.128

45

12.998 24.826 16.932 18.062 17.512 18.134 19.298 19.822 18.930 15.842 12.266 9.466

60

12.840 26.524 15.566 15.660 14.462 14.510 15.540 16.718 17.040 15.108 12.004 9.338

PROVINCIA: TERUEL LATITUD: 40º 21 feb

7.1 7 0

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

6 .1 1 6

9.638 11.466 14.408 18.726 20.444 22.958 20.276 14.390 10.532 6.026

4.1 9 2

30

9.496 13.408 13.570 15.160 18.352 19.338 22.060 20.954 16.506 13.876 8.762

6 .4 1 0

45

10.466 14.264 13.632 14.490 16.900 17.482 20.056 19.746 16.332 14.492 9.484

7.0 5 8

60

10.858 14.338 13.016 13.146 14.678 14.866 17.096 17.556 15.328 14.330 9.696

7.3 3 8

PROVINCIA: TOLEDO LATITUD: 39º 51  Ángulo

ene

feb

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 mar

abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

6.382 10.640 12.342 17.184 19.694 22.030 24.822 22.266 16.144 11.058 6.396

4.5 6 2

30

9.694 14.804 14.584 18.138 19.200 20.694 23.692 22.946 18.568 14.458 9.188

6 .7 8 8

45

10.614 15.732 14.628 17.310 17.614 18.608 21.414 21.550 18.362 15.052 9.906

7.4 0 8

60

10.956 15.792 13.932 15.642 15.216 15.708 18.116 19.052 17.200 14.838 10.092 7.644

PROVINCIA: VALENCI ALENCIA A LATITUD: 39º 29  Ángulo

ene

feb

mar

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

9.338 10.802 13.856 18.464 21.686 21.854 23.068 24.032 16.032 11.222 7.536

30

15.598 14.966 16.546 19.528 21.108 20.496 21.990 24.792 18.368 14.620 11.170 10.946

45

17.464 15.884 16.636 18.628 19.308 18.406 19.886 23.250 18.130 15.204 12.134 12.260

60

18.298 15.924 15.866 16.802 16.594 15.530 16.870 20.488 16.958 14.970 12.430 12.874

PROVINCIA: VALLA ALLADOLID DOLID LATITUD: 41º 39  Ángulo

ene

feb

mar

6.6 1 4

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

4.468 10.354 12.940 16.958 19.436 22.800 24.932 22.760 16.030 10.924 6.068

3.6 2 4

30

6.356 14.848 15.680 18.112 19.132 21.608 24.046 23.780 18.752 14.662 9.030

6 .0 4 8

45

6.852 15.932 15.868 17.384 17.646 19.528 21.878 22.472 18.662 15.406 9.834

6. 8 2 8

60

7.000 16.124 15.232 15.804 15.346 16.558 18.624 19.998 17.594 15.304 10.108 7.248

PROVINCIA: VIZCA VIZCAYA YA LATITUD: 43º 40

Orientac ión: Sur Orientación: Unidades: kJ/m 2

 Ángulo

ene

feb

mar

0

3 .8 0 4

6.0 1 6

8.824

30

nov

dic

4 .0 0 0

3.0 4 2

5 .4 1 6

7.852 10.286 10.318 13.404 12.914 13.726 11.508 12.166 10.732 6.148

4 .1 6 0

45

5.850

8.220 10.312 9.864 12.460 11.856 12.660 10.886 12.034 11.212 6.598

4.4 4 4

60

5.9 9 0

8.1 8 4

4.5 1 4

9.850

abr

may

jun

jul

agos

ene

feb

mar

oct

9.962 13.562 13.442 14.110 11.286 10.722 8.190

9.008 11.000 10.334 11.074 9.818 11.330 11.112 6.712

PROVINCIA: ZAMORA PROVINCIA: LATITUD: 41º 30  Ángulo

sep

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

4.336 10.496 12.982 17.422 19.766 23.022 25.138 22.160 15.990 10.724 6.245

3.5 8 6

30

6.042 15.054 15.712 18.620 19.448 21.794 24.222 23.096 18.668 14.310 9.330

5 .5 5 2

45

6.474 16.152 15.892 17.870 17.930 19.682 22.016 21.814 18.566 15.006 10.172 6.150

60

6.584 16.340 15.250 16.236 15.572 16.672 18.722 19.410 17.496 14.888 10.456 6.428

PROVINCIA: ZARAGOZA PROVINCIA: LATITUD: 41º 39  Ángulo

ene

feb

mar

Orientación: Sur Unidades: kJ/m 2 abr

may

jun

jul

agos

sep

oct

nov

dic

0

6.480 11.316 14.632 17.864 21.804 23.466 24.536 22.308 15.840 11.664 6.552

4.8 9 4

30

10.478 16.598 18.054 19.148 21.486 22.230 23.664 23.280 18.502 15.864 9.956

9 .2 1 8

45

11.666 17.910 18.364 18.390 19.794 20.072 21.536 22.002 18.406 16.722 10.906 10.670

60

12.196 18.196 17.600 16.714 17.152 16.994 18.348 19.584 17.354 16.650 11.250 11.504

UNIDADES PRESIÓN 1 atm = 1 kg/cm 2 = 10 mcda = 1 bar = 1 kg/cm 2 = 105 Pa  ENERGÍA  1 kW/h = 3.600 kJ = 860 kcal 1 kcal = 4,18 kJ = 0,0012 kW/h 1 W = 1 J/s 1 J = 0,24 cal 1 cal = 4,18 J POTENCIA  1 kW = 860 kcal/h 1 kcal/h = 1/860 kW= 1,163 · 10 -3 kW  1 CV = 0,736 kW = 632,96 kcal/h 1 J/s = 1 W  CONSTANTE SOLAR CONSTANTE SOL AR 1.353 W/m 2 = 1.168 kcal/h · m 2 = 4.871 kJ/h · m 2 DENSIDAD AIRE 1,204 kg/m 3 DENSIDAD AGUA  1.000 kg/m 3

HE5 Contribución fotovoltaica mínima de energía eléctrica 

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 Anexo

2

1 Generalidades 1.1 Ámbito de aplicación 1 Esta Sección es de aplicación a: a) edificios de nueva construcción y a edificios existentes que se reformen íntegramente, o en los que se produzca un cambio de uso característico del mismo, para los usos indicados en la tabla 1.1 cuando se superen los 5.000 m 2 de superficie construida; b) ampliaciones en edificios existentes, cuando la ampliación corresponda a alguno de los usos establecidos en tabla 1.1 y la misma supere 5.000 m 2 de superficie construida. Se considerará que la superficie construida constr uida incluye la superficie del aparcamiento subterráneo (si existe) y excluye las zonas exteriores comunes. Hipermercado Multi-tienda y centros de ocio Nave de almacenamiento y distribución Instalaciones deportivas cubiertas Hospitales, clínicas y residencias asistidas Pabellones de recintos feriales

Tabla 1.1 Ámbito de aplicación tipo de uso

2 En el caso de edificios ejecutados dentro de una misma parcela catastral, destinados a cualquiera de los usos recogidos en la tabla 1.1, para la comprobación del límite establecido en 5.000 m 2, se considera la suma de la superficie construida de todos ellos. 3 Quedan exentos del cumplimiento total o parcial de esta exigencia los edificios históricos protegidos cuando así lo determine el órgano competente que deba dictaminar en materia de protección histórico-artística.

2 Caracterización y cuantificación de la exigencia  2.1 Caracterización de la exigencia  1 Se establece una contribución mínima de energía eléctrica obtenida por sistemas de captación y transformación de energía solar por procedimientos fotovoltaicos.

2.2 Cuantificación de la exigencia  2.2.1 Potencia Potencia eléctrica mínima  1 La potencia nominal mínima a instalar se calculará mediante la siguiente fórmula: P

=

C # ^0, 002 # s

-

5h  (2.1)

Siendo: P la potencia nominal a instalar [kW]; C el coeficiente definido en la tabla 2.1 en función de la zona climática establecida en el apartado 4.1 y S la superficie construida del edificio [m2] Zona climática I II III IV V

C 1 1 ,1 1 ,2 1 ,3 1 ,4

Tabla 2.1 Coeficiente climático

2 La superficie S a considerar para el caso de edificios destinados a cualquiera de los usos recogidos en la tabla 1.1 ejecutados dentro de una misma parcela catastral, será la suma de todas ellas. 3 En todos los casos, la l a potencia pico mínima del generador será al menos igual a la potencia nominal del inversor. La potencia nominal máxima obligatoria a instalar en todos los casos será de 100 kW. 4 La potencia eléctrica mínima de la instalación solar fotovoltaica determinada en aplicación de la exigencia básica que se desarrolla en esta sección, podrá sustituirse parcial o totalmente cuando se cubra la producción eléctrica estimada que correspondería a la potencia mínima mediante el aprovechamiento de otras fuentes de energías renovables. 5 Para estimar la producción de la instalación fotovoltaica se considerarán los ratios de producción siguientes por zonas climáticas, en kWh/kW: Horas eq equivalentes de re referencia anuales (kWh/kW)

Zona I 1 .2 3 2

Zona II Zona III Zona IV 1 .3 6 2 1.4 9 2 1 .6 3 2

Zona V   1.7 5 3

Tabla 2.2 Ratios de producción por zona climática 

2.2.2 Pérdidas Pérdidas por orientación, inclinación y sombras 1 La disposición de los módulos se hará de tal manera que las pérdidas debidas a la orientación e inclinación del sistema y a las sombras sobre el mismo sean inferiores a los límites de la tabla 2.3. 2 Las pérdidas se expresan como porcentaje de la radiación solar que incidiría sobre la superficie de captación orientada al sur, a la inclinación óptima y sin sombras. Caso

Orientación e inclinación

Sombras

Total

General

10 %

10 %

15 %

Superposición de módulos fotovoltaicos

20 %

15 %

30 %

Integración arquitectónica de módulos fotovoltaicos

40 %

20 %

30 %

Tabla 2.3 Pérdidas límite

3 En todos los casos se han de cumplir tres condiciones: las pérdidas por orientación e inclinación, las pérdidas por sombras y las pérdidas totales deberán ser inferiores a los límites estipulados en la tabla anterior, respecto a los valores de energía obtenidos considerando la orientación e inclinación óptimas y sin sombra alguna. Para este cálculo se considerará como orientación óptima el sur y como inclinación óptima la latitud del lugar menos 10º. 4 Cuando, por razones arquitectónicas excepcionales no se pueda instalar toda la potencia exigida cumpliendo los requisitos indicados en la tabla 2.3, se justificará esta imposibilidad analizando las distintas alternativas de configuración del edificio y de ubicación de la instalación, debiéndose optar por aquella solución que más se aproxime a las condiciones de máxima producción.

3 Verificación Verificación y justificación del cumplimiento de la exigencia  3.1 Procedimiento de verificación 1 Para la aplicación de esta sección debe seguirse la secuencia que q ue se expone a continuación: a) obtención de la potencia pico mínima a instalar; b) diseño y dimensionado de la instalación; c) obtención de las pérdidas límite por orientación, inclinación y sombras del apartado 2.2 ; d) cumplimiento de las condiciones de mantenimiento del apartado 5 .

3.2 Justificación Justificación del cumplimiento de la exigencia  1 En la documentación de proyecto figurará: a) la zona climática de la localidad en la que se ubica el edificio; b) la potencia pico mínima a instalar; c) las características y dimensionado de la instalación proyectada; d) potencia pico alcanzada; e) plan de vigilancia y plan de mantenimiento preventivo de la instalación.

4 Cálculo 4.1 Zonas climáticas 1 En la tabla 4.1 se marcan los límites entre zonas climáticas homogéneas a efectos de la exigencia. Las zonas se han definido teniendo en cuenta la Radiación Solar Global media diaria anual sobre superficie horizontal (H), tomando los intervalos que se relacionan para cada una de las zonas. Zona climática

MJ/m2

kWh/m2

I

H < 1 3 ,7

H < 3,8

II

13,7 ≤ H < 15,1

3,8 ≤ H < 4,2

Zona climática

MJ/m2

kWh/m2

III

15,1 ≤ H < 16,6

4,2 ≤ H < 4,6

IV

16,6 ≤ H < 18,0

4,6 ≤ H < 5,0

H ≥ 1 8 ,0

H ≥ 5,0 -

Tabla 4.1 Radiación Solar Global media diaria anual

2 Para la asignación de la zona climática de la tabla 4.1 podrán emplearse los datos de Radiación Solar Global media diaria anual que para las capitales de provincia se recogen en el documento �Atlas de Radiación Solar en España utilizando datos del SAF de Clima de EUMETSAT», publicado en el año 2012 por la Agencia Estatal de Meteorología. Para aquellas localidades distintas de las capitales de provincia, a efectos de aplicación de este Documento Básico podrá emplearse el dato correspondiente a la capital de provincia, o bien otros datos oficiales de Radiación Solar Global media diaria anual aplicables a dicha localidad correspondientes al período p eríodo 1983-2005.

5 Condiciones generales de la instalación 5.1 Definición 1 Una instalación solar fotovoltaica conectada a red está constituida por un conjunto de componentes encargados de realizar las funciones de captar la radiación solar, generando energía eléctrica en forma de corriente continua y adaptarla a las características que la hagan utilizable por los consumidores conectados a la red de distribución de corriente alterna. Este tipo de instalaciones fotovoltaicas trabajan en paralelo con el resto de los sistemas de generación que suministran a la red de distribución. 2 Los sistemas que conforman la instalación solar fotovoltaica conectada a la red son los siguientes: a) sistema generador fotovoltaico, compuesto de módulos que a su vez contienen un conjunto elementos semiconductores conectados entre sí, denominados células, y que transforman la energía solar en energía eléctrica; b) inversor que transforma la corriente continua producida por los módulos en corriente alterna de las mismas características que la de la red eléctrica; c) conjunto de protecciones, elementos de seguridad, de maniobra, de medida y auxiliares. 3 Se entiende por potencia pico o potencia máxima del generador aquella que puede entregar el módulo en las condiciones estándares de medida. Estas condiciones se definen del modo siguiente: a) irradiancia 1000 W/m 2; b) distribución espectral AM 1,5 G; c) incidencia normal; d) temperatura de la célula 25ºC.

5.2 Criterios generales de cálculo 5.2.1 Sistema generador fotovoltaico 1 El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente cl aramente visible e indeleble el modelo y nombre o logotipo del fabricante, potencia pico, p ico, así como una identificación individual o número de serie trazable a la fecha de fabricación. 2 Los módulos serán Clase II y tendrán un grado de protección mínimo IP65. Por motivos de seguridad y para facilitar el mantenimiento y reparación del generador, se instalarán los elementos necesarios (fusibles, interruptores, etc.) para la desconexión, de forma independiente y en ambos terminales, de cada una de las ramas del resto del generador. generador. 3 Las exigencias del Código Técnico Técnico de la Edificación relativas a seguridad estructural serán de aplicación a la estructura soporte de módulos. 4 El cálculo y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de módulos permitirá las necesarias dilataciones térmicas sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos, siguiendo las indicaciones del fabricante. La estructura se realizará teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje, y la posible necesidad de sustituciones de elementos. 5 La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes ambientales. 6 En el caso de instalaciones integradas en cubierta que hagan las veces de la cubierta del edificio, la estructura y la estanqueidad entre módulos se ajustará a las exigencias indicadas en la parte correspondiente del Código Técnico de la Edificación y demás normativa de aplicación.

5.2.2 Inversor 1 Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica en Baja Tensión y Compatibilidad Electromagnética. 2 Las características básicas de los inversores serán las siguientes: a) principio de funcionamiento: fuente de corriente; b) autoconmutado; c) seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador; d) no funcionará en isla o modo aislado. 3 La potencia del inversor será como mínimo el 80% de la potencia pico real del generador fotovoltaico.

5.2.3 Protecciones y elementos de seguridad 1 La instalación incorporará todos los elementos y características necesarias para garantizar en todo momento la calidad del suministro eléctrico, de modo que cumplan las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica en Baja Tensión Tensión y Compatibilidad Electromagnética. 2 Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad y protecciones propias de las personas y de la instalación fotovoltaica, asegurando la protección frente a contactos

directos e indirectos, cortocircuitos, sobrecargas, así como otros elementos y protecciones que resulten de la aplicación de la legislación vigente. En particular, se usará en la parte de corriente continua de la instalación protección Clase II o aislamiento equivalente cuando se trate de un emplazamiento accesible. Los materiales situados a la intemperie tendrán al menos un grado de protección IP65. 3 La instalación debe permitir la desconexión y seccionamiento del inversor, tanto en la parte de corriente continua como en la de corriente alterna, para facilitar las tareas de mantenimiento.

6 Mantenimiento 1 Para englobar las operaciones necesarias durante la vida de la instalación para asegurar el funcionamiento, aumentar la fiabilidad y prolongar la duración de la misma, se definen dos escalones complementarios de actuación: a) plan de vigilancia; b) plan de mantenimiento preventivo. preventivo.

6.1 Plan de vigilancia  1 El plan de vigilancia se refiere básicamente a las operaciones que permiten asegurar que los valores operacionales de la instalación son correctos. Es un plan de observación simple de los parámetros funcionales principales (energía, tensión etc.) para verificar el correcto funcionamiento de la instalación, incluyendo la limpieza de los módulos en el caso de que sea necesario.

6.2 Plan de mantenimiento preventivo 1 Son operaciones de inspección visual, verificación de actuaciones y otros, que aplicados a la instalación deben permitir mantener dentro de límites aceptables las condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la instalación. 2 El plan de mantenimiento debe realizarse por personal técnico competente que conozca la tecnología solar fotovoltaica y las instalaciones eléctricas en general. La instalación tendrá un libro de mantenimiento en el que se reflejen todas las operaciones realizadas así como el mantenimiento correctivo. 3 El mantenimiento preventivo ha de incluir todas las operaciones de mantenimiento y sustitución de elementos fungibles o desgastados por el uso, necesarias para asegurar que el sistema funcione correctamente durante su vida útil. 4 El mantenimiento preventivo de la instalación incluirá, al menos, una revisión anual en la que se realizarán las siguientes actividades: a) comprobación de las protecciones eléctricas; b) comprobación del estado de los módulos: comprobar la situación respecto al proyecto original y verificar el estado de las conexiones; c) comprobación del estado del inversor: funcionamiento, lámparas de señalizaciones, alarmas, etc;

d) comprobación del estado mecánico de cables y terminales (incluyendo cables de tomas de tierra y reapriete de bornas), pletinas, transformadores, ventiladores/extractores, uniones, reaprietes, limpieza; e) Comprobación de la instalación de puesta a tierra, realizándose la medida de la resistencia de tierra; f ) Comprobación de la estructura soporte de los módulos, verificación verificación de los sistemas de anclaje y reapriete de sujeciones.

 Apéndice A Terminología  Terminología  Célula solar o fotovoltaica: fotovoltaica:  dispositivo que transforma la radiación solar en energía eléctrica. Cerramiento: función que realizan los módulos que constituyen el tejado o la fachada de la construcción arquitectónica, debiendo garantizar la debida estanqueidad y aislamiento térmico. Elementos de sombreado:   módulos fotovoltaicos que 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. Fuente de corriente: sistema de funcionamiento del inversor, mediante el cual se produce una inyección de corriente alterna a la l a red de distribución de la compañía eléctrica. Funcionamiento en isla o modo aislado:  cuando el inversor sigue funcionando e inyectando energía a la red aun cuando en esta no hay tensión. Generador (fotovoltaico): asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas. Instalación solar fotovoltaica:   aquella que dispone de módulos fotovoltaicos para la conversión directa de la radiación solar en energía eléctrica, sin ningún paso intermedio. Integración arquitectónica de módulos fotovoltaicos: módulos fotovoltaicos que cumplen una doble función, energética y arquitectónica (revestimiento, cerramiento o sombreado) y, y, además, sustituyen a elementos constructivos convencionales o son elementos constituyentes de la composición arquitectónica. Interruptor: dispositivo de seguridad y maniobra. Irradiación solar: energía incidente por unidad de superficie sobre un plano dado, obtenida por integración de la irradiancia durante un intervalo de tiempo dado, normalmente una hora o un día. Se expresa en kWh/m2. Irradiancia solar:  potencia radiante incidente por unidad de superficie sobre un plano dado. Se expresa en kW/m 2. Módulo o panel fotovoltaico:   conjunto de células solares directamente interconectadas y encapsuladas como único bloque, entre materiales que las protegen de los efectos de la intemperie. Pérdidas por inclinación:  cantidad de irradiación solar no aprovechada por el sistema generador a consecuencia de no tener la inclinación óptima. Pérdidas por orientación:  cantidad de irradiación solar no aprovechada por el sistema generador a consecuencia de no tener la orientación óptima.

Pérdidas por sombras: cantidad de irradiación solar no aprovechada por el sistema generador a consecuencia de la existencia de sombras sobre el mismo en algún momento del día. Potencia de la instalación fotovoltaica o potencia nominal:  suma de la potencia nominal de los inversores (la especificada por el fabricante) que intervienen en las tres fases de la instalación en condiciones nominales de funcionamiento. Potencia nominal del generador:   suma de las potencias máximas de los módulos fotovoltaicos. Radiación Solar Global media diaria anual:  radiación solar directa e indirecta (global) que llega a una determinada superficie, tomando el valor anual como suma de valores medios diarios. En este documento se considera una superficie horizontal. Radiación solar: energía procedente del sol en forma de ondas electromagnéticas. Rama fotovoltaica:  subconjunto de módulos interconectados en serie o en asociaciones serie-paralelo, con voltaje igual a la tensión nominal del generador. Superposición de módulos fotovoltaicos: módulos fotovoltaicos que se colocan paralelos a la envolvente del edificio sin la doble funcionalidad definida en la integración arquitectónica. No obstante no se acepta en este concepto la disposición horizontal con el fin de favorecer la autolimpieza de los módulos.

! Para facilitar el cálculo de pérdidas por orientación, inclinación y sombras, mantenemos el procedimiento del anterior HE5.

3.3 Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación 3.3.1 Introducción 1 El objeto de este apartado es determinar los límites en la orientación e inclinación de los módulos de acuerdo a las pérdidas máximas permisibles. 2 Las pérdidas por este concepto se calcularán en función de: a) ángulo de inclinación, b definido como el ángulo que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal. Su valor es 0 para módulos horizontales y 90º para verticales; b) ángulo de acimut, a  definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar. Valores Valores típicos son 0º para módulos orientados al sur, sur, –90º para módulos orientados al este y +90º para módulos orientados al oeste.

N Perfil del módulo

O

E

β α

S

Fig. 3.2 Orientación e inclinación de los módulos

3.3.2 Procedimiento 1 Determinado el ángulo de acimut del captador, se calcularán los l ímites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima establecidas. Para Para ello se utilizará la  Fig.  Fig. 3.3, válida para una la latitud ( φ) de 41º, de la siguiente forma: a) conocido el acimut, determinamos en la  Fig.  Fig. 3.3 los límites para la inclinación en el caso (φ) = 41º. Para el caso general, las pérdidas máximas por este concepto son del 10%, para superposición del 20% y para integración arquitectónica del 40%. Los puntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de acimut nos proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima; b) si no hay intersección entre ambas, las pérdidas son superiores a las permitidas y la instalación estará fuera de los límites. Si ambas curvas se intersectan, se obtienen los valores para latitud ( φ) = 41o y se corrigen de acuerdo a lo indicado a continuación. 2 Se corregirán los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre la latitud del lugar en cuestión y la de 41º, de acuerdo a las siguientes fórmulas: a) inclinación máxima = inclinación ( φ = 41º) – (41º – latitud); b) inclinación mínima = inclinación ( φ  = 41º) – (41º – latitud); siendo 5º su valor mínimo. 3 En casos cerca del límite y como instrumento de verificación, se utilizará la siguiente fórmula: pérdidas^%h = 100 # 61, 2 # 10-4 # ^β - φ + 10h2 + 3, 5 # 10-5 # α 2 @ para 15º  1 β 1 90º

(3.1) pérdidas^%h = 100 # 61, 2 # 10-4 # ^β - φ + 10h2 @ para β  # 15º   (3.2)

! a, b , φ

se expresan en grados sexagesimales, siendo φ la latitud del lugar.

150 o

165 o

N

-165 o

-150 o -135 o

135 o

-120 o

120 o 105 o

-105 o

 W 

E

10 o 30o

75 o 60 o 90 o

 Ángul o de inclinación (β)

-75 o

50 o 70 o

-60 o

100% 95% - 100% 100% 90% 90% - 95% 95% 80% 80% - 90% 90% 70% 70% - 80% 80% 60% 60% - 70% 70% 50% 50% - 60% 60% 40% 40% - 50% 50% 30% 30% - 40% 40% < 30%

-45 o 30 o

15 o

S

-15 o

-30 o

 Ángulo de acimut (α )

Fig. 3.3 Porcentaje de energía respecto al máximo como consecuencia de las pérdidas por orientación e inclinación

3.4 Cálculo de pérdidas de radiación solar por sombras 3.4.1 Introducción 1 El presente apéndice describe un método de cálculo de las pérdidas de radiación solar que experimenta una superficie debidas a sombras circundantes. Tales Tales pérdidas se expresan como porcentaje de la radiación solar global que incidiría sobre la mencionada superficie, de no existir sombra alguna.

3.4.2 Procedimiento 1 El procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del sol. Los pasos a seguir son los siguientes: a) Localización de los principales obstáculos que afectan a la superficie, en términos de sus coordenadas de posición acimut (ángulo de desviación con respecto a la dirección sur) y elevación (ángulo de inclinación con respecto al plano horizontal). Para ello puede utilizarse un teodolito; b) Representación del perfil de obstáculos en el diagrama de la Fig. 3.4 , en el que se muestra la banda de trayectorias del sol a lo largo de todo el año, válido para localidades de la Península Ibérica y Baleares (para las Islas Canarias el diagrama debe desplazarse 12o en sentido vertical ascendente). Dicha banda se encuentra dividida en porciones, delimitadas por las horas solares (negativas antes del mediodía solar y positivas después de éste) e identificadas por una letra l etra y un número (A1, A2,..., D14).

80

Elevación (º) 0h

-1 h -2 h

60 -3 h -4 h

40

-5 h 20

C3 B1

C5

 A 1  A 3

B7

B4 C4

 A 2

-60 -60

 A 5

-30 -30

D8 B6

 A 4

3h

C6

B4

 A 7 B9 C 11  A 9 B 11 -90 -90

D6

B2

30 0 (1) los grados de ambas escalas son sexagesimales  Acimut (º) -120

2h

C2

B3 B5

C7 C9

C1

D5

D2

-6 h D 11 -7 h D 13

0

D3

D7

D9

1h D1

4h

C8

D 10 5 h  A 6 C 10 D 12  A 8 B 10 6h C 12 D 14  A 10 B 12 7h B8

60

90

120

Fig. 3.4 Diagrama de trayectorias del sol

2 Cada una de las porciones de la Fig. 3.4   representa el recorrido del sol en un cierto periodo de tiempo (una hora a lo largo de varios días) y tiene, por tanto, una determinada contribución a la irradiación solar global anual que incide sobre la superficie de estudio.  Así, el hecho de que un obstáculo cubra una de las porciones supone una cierta pérdida de irradiación, en particular aquélla que resulte interceptada por el obstáculo. Debe escogerse como referencia para el cálculo la tabla más adecuada de entre las que se incluyen en el apéndice B de tablas de referencia. 3 Las tablas incluidas en este apéndice se refieren a distintas superficies caracterizadas por sus ángulos de inclinación y orientación ( b y a, respectivamente). Debe escogerse aquella que resulte más parecida a la superficie en estudio. Los números que figuran en cada casilla se corresponden con el porcentaje de irradiación solar global gl obal anual que se perdería si la porción correspondiente resultase interceptada por un obstáculo. 4 La comparación del perfil de obstáculos con el diagrama de trayectorias del sol permite calcular las pérdidas por sombreado de la irradiación solar que incide sobre la superficie, a lo largo de todo el año. Para ello se han de sumar las contribuciones de aquellas porciones que resulten total o parcialmente ocultas por el perfil de obstáculos representado. En el caso de ocultación parcial se utilizará el factor de llenado (fracción oculta ocul ta respecto del total de la porción) más próximo a los valores 0,25, 0,50, 0,75 o 1.

 volver  vol ver

Tabla ablass de irradiancia 

 Anexo

3

 A continuación se indican las tablas tablas de irradiación solar con los valores medios medios mensuales y datos obtenidos de AEMET, AEMET, con la asignación en la última columna de la zona climática, según el CTE. El orden establecido es alfabético por Comunidades Autónomas.   a   c    i    t    á   m    i    l    V   c   a   n   o    Z    l   a   u   n    4   a    8    2   a  ,    i    5    d   e    M   e   r    b    6   m    4   e  ,    i    2   c    i    D   e   r    b    2   m    0   e  ,    i    3   v   o    N   e   r    b    5    1   u  ,    t    4   c    O   e   r    A    b     Í    1   m    7   e    C  ,    i    U    t    L    5   p   e    S    A    D   o    N    t   s    A    2    0   o  ,   g    7    A   o    9    i    l    8  ,   u    7    J   o    4    i    9   n  ,   u    7    J   o    1   y    2   a  ,    7    M    l    i    2   r    5  ,    b    6    A   o   z    3   r    9  ,   a    4    M   o   r    2   e   r    7  ,    b    3   e    F   o    4   r   e    8  ,   n    2    E   a    í   r   e   m    l    A

   V    V    V    V    V    V    V

   V    I    V    I    V    I

   I

   V    I

   V    V

   I

   4    8    2  ,    5

   5    5    7  ,    4

   7    8    2    7    7  ,  ,    4    4

   3    7    5  ,    3

   5    7    7  ,    4

   1    0  ,    5

   3    0    4  ,    5

   2    6    6  ,    3

   8    3    7    8    9    6    3    3  ,    2  ,    3  ,    2  ,    2  ,    3  ,    3  ,    2    2    2    2    2    2    2

   9    3    9    7  ,    9  ,    7  ,    1    1    1

   9    4  ,    1

   5    0  ,    2

   4    7    2  ,    1  ,    3    3

   6    3  ,    1

   6    8    2    2    2    2    2    9  ,    7  ,    9  ,    9  ,    8  ,    9  ,    9  ,    2    2    2    2    2    2    2

   3    4    5    3  ,    4  ,    3  ,    2    2    2

   7    8  ,    1

   5  ,    2

   1    7    7  ,  ,    3    3

   9    6  ,    1

   3    8    5    4    5    7    2    1  ,    8  ,    0  ,    0  ,    9  ,    0  ,    0  ,    4    3    4    4    3    4    4

   7    7    2    4  ,    5  ,    5  ,    3    3    3

   4    7  ,    2

   6  ,    3

   7    9    0  ,    7  ,    4    4

   9    6  ,    2

   4    2    1  ,    5

   1    0    2  ,    5

   5    1    2  ,    5

   6    7    1  ,    5

   8    9    1  ,    5

   1    3    2  ,    5

   A

   S

   S

   S

   8    3    8    9    6    8    N    4    2    5    A    1    E    8    A    4    9    I    8    7  ,  ,    7  ,    R    9    6  ,    R    1  ,    7  ,    6  ,    7  ,    7  ,    2  ,    2  ,    I    4  ,    I  ,  ,  ,     Ó    2    B    5    5    5    5    5    5    5    5    G    5    5    5    R    5    4    A    4    R    A    A    U    E    1    9    8    2    8    5    2    1  ,    1  ,    1  ,  ,    1  ,    0  ,  ,    7    7    7    7    7    7    7    6    2    7    2    9  ,    1  ,    0  ,    0  ,    7    8    8    8    5    9    2    9  ,    8  ,    9  ,    7  ,    7    7    7

   9    2  ,    5    4    3  ,    5

   8    5  ,    7    1    5  ,    7

   6    0  ,    6    2    2  ,    6

   2    2  ,    7

   8  ,    5

   9    6    8    1    6    9    2  ,    7  ,    8  ,    0  ,    8  ,    7    9  ,    7    6    6    7    6    6

   8    9    5    6  ,    3  ,    7  ,    6    6    6

   9    9  ,    4

   8    6  ,    6

   1    9    5  ,    5  ,    6    6

   3    3  ,    5

   7    2    8    2    6    5    4    3  ,    9  ,    9  ,    1  ,    0  ,    1  ,    1  ,    6    5    5    6    6    6    6

   2    3    2    8  ,    6  ,    8  ,    5    5    5

   6    4  ,    4

   6    8  ,    5

   5    1    9  ,    1  ,    5    6

   6  ,    4

   3    1    2    7    4    5    3    0  ,    9  ,    9  ,    9  ,    9  ,    8  ,    0  ,    5    4    4    4    4    4    5

   7    6    6    6  ,    5  ,    6  ,    4    4    4

   6  ,    3

   6    4  ,    4

   3    4    0  ,    0  ,    5    5

   6  ,    3

   1    3    4    3    7    6    6    7  ,    6  ,    5  ,    6  ,    6  ,    5  ,  ,    3    3    3    3    3    3    3

   5    7    1    2  ,    2  ,    2  ,    3    3    3

   3    4  ,    2

   3    1  ,    3

   4    2    1  ,    2  ,    4    4

   4    3  ,    2

   7    2    7    9    8    8    2    7  ,    6  ,    7  ,    6  ,    6  ,    7  ,    7  ,    2    2    2    2    2    2    2

   6    1    5    0  ,    3  ,    0  ,    2    2    2

   7    7  ,    1

   2    3  ,    2

   6  ,    1

  o    d   e    i   v    O

  a   a   c   r   o   m   l    l   a    l   a    P    M

   7    5  ,    4  ,    3    3   s   z   a   u   e   r    i   m   C   f    l   r   a   e    P   a   n   t   e   s   n   T   a   a    L    S

  a    d   a   n   a   r    G

  a   v    l   e   u    H

  n    é   a    J

   8    8  ,    7

  a   a   g    l    l   a    i    l   v    á   e    M    S

  a   c   s   e   u    H

   9    5  ,    7    7    2  ,    7

 ,    5    1    7  ,    5

   1  ,    8

   9    6  ,    7    8    4  ,    7

   T    N    A    C    4    0

   6  ,    7

  a    b   o    d   r    ó    C

   7    9  ,    7    7    8  ,    7

   N    L    T    S    A    A    8    4    4    A    8    B    3    C    5    2    5  ,    6    0  ,    5  ,    6  ,  ,  ,    0  ,    4    6    6    6    6    6    7    6    7  ,    7    6    5  ,    7

  z    i    d    á    C

   2    1  ,    8    5    9  ,    7

   A    R    A

   l   e   u   r   e    T

  a   z   o   g   a   r   a    Z

  r   e    d   n   a   t   n   a    S

  a   c    i    t    á   m    i    l    C   a   n   o    Z    l   a   u   n   a   a    i    d   e    M   e   r    b   m   e    i   c    i    D   e   r    b   m   e    i   v   o    N   e   r    b   u    t   c    O   e   r    b   m   e    i    t   p   e    S   o    t   s   o   g    A   o    i    l   u    J

   V    V    V    V    I    V    I    I

   I    V    V    I    I    V    V    V    I    I    I    I    I    I    I    I    I    I    I    I    I    I

   9    7    9  ,    4

   3    6  ,    4

   4    2    0  ,    5

   7    2    7  ,    4

   3    2    5    8  ,    4

   5    1    3  ,    4

   9    8    4  ,    4

   6    3    6  ,    4

   3    2    7  ,    4

   7    4    5  ,    4

   9    7    4  ,    4

   2    6    6  ,    4

   I    I    V    V    I    I    I    I    I    I

   7    0    7  ,    4

   8    5    5  ,    4

   2    6    3  ,    4

   2    9    7  ,    4

   7    4    6  ,    4

   1    1    9    5    5  ,    8    1  ,    0  ,  ,    9  ,    2    2    1    1    1

   1    5    6    1    8    2    2    4    7    8  ,    6  ,    6  ,  ,    4  ,    5  ,    6  ,    7  ,    7  ,    7    1    1    1    1    1    1    1    1    1

   1    6    4    8    9  ,    8  ,    6  ,    9  ,    1    1    1    1

   4    1    8    4    5    6  ,    6  ,    3  ,    3  ,    5  ,    2    2    2    2    2

   9    2    9    4    8    6    6    8    1    2  ,    1  ,    2  ,  ,    9  ,    0  ,    1  ,    2  ,    1  ,    1    2    1    2    2    2    2    2    2    2

   1    7    9    1    3  ,    2  ,    2  ,    4  ,    2    2    2    2

   5    8    5    2    2  ,    4    7  ,  ,    5  ,    7  ,    3    3    3    3    3

   7    5    3    9    3    9    3    6    9    3  ,    3  ,  ,    0  ,    1  ,    2  ,    4  ,    2  ,    2  ,    3    3    3    3    3    3    3    3    3    3

   3    5    5    2    3  ,    2  ,    5  ,    4  ,    3    3    3    3

   2    3    1    7    7    6    9    9    7    5    8    6    4    6  ,    4  ,    N    1  ,    2  ,    1  ,    9  ,    2  ,    2  ,  ,    5  ,    5  ,    9  ,    9  ,    4    5    5     Ó    5    4    4    5    5    5    4    5    5    5

   8    1    9    7    7  ,    7  ,    2  ,    8  ,    4    4    5    4

   A    H    1    C    5  ,    N    5    A    M    A    1    L    9  ,    A    6    L    L    I    T    6    S    9  ,    A    7    C

   3    3    6    8    1  ,    0  ,  ,    8  ,    9    7    6    6    7    9    5    5    9    0  ,    8  ,    9  ,    0  ,    8    7    7    8

   E    L    A    L    L    I    T    S    A    C

   6    4    7    4    4    7    3    9    5    6  ,    7  ,    8  ,    6  ,    4  ,    7  ,    8  ,  ,    4  ,    5    6    6    6    6    6    6    6    6    6    2    2    8    2    2    7    8    5    8  ,    4  ,    7  ,  ,    7  ,  ,    4  ,    5  ,    7  ,    8    7    7    7    7    7    7    7    7    7

   A     Ñ    U    L    A    T    A    C

   2    3    1    4    1  ,    1  ,  ,    9  ,    6    6    5    6    6    3    3    2    4    3  ,    0  ,    7  ,    4  ,    7    7    7    7

  o    i   n   u    J

   5    1    4    7    5    6  ,    8  ,    8  ,    4  ,  ,    7    7    7    7    7

   1    2    9    1    6    3    5    5    7    3  ,  ,    1  ,    5  ,    6  ,  ,    2  ,    3  ,    5  ,    7    7    7    7    7    7    7    7    7

   6    6    6    1  ,    5  ,    2  ,    7  ,    7    6    7

  o   y   a    M    l    i   r    b    A

   5    7    6    4    1    6  ,    2  ,    5  ,    7  ,  ,    6    6    6    6    6

   5    4    1    8    4    9    2    8    3    1  ,  ,    2  ,    3  ,    4  ,    0  ,    1  ,    4  ,    5  ,    0    6    6    6    6    6    6    6    6    6

   7    9    1    1    4  ,    5  ,  ,    9  ,    8    6    5    6    6

   7    2    4    6    4    9  ,    6  ,    9  ,  ,    9  ,    5    5    5    5    5

   5    6    5    6    6    6    7    3    6  ,    4  ,    5  ,    2  ,    2  ,    5  ,  ,    9  ,    3  ,    4    5    4    5    5    5    5    5    5    5

   9    9    3    6    6  ,    2  ,    0  ,    7  ,    5    5    6    5

  o   z   r   a    M   o   r   e   r    b   e    F   o   r   e   n    E

   2    5    9    8    1    7  ,    8  ,    4  ,    5  ,    8  ,    4    4    4    4    4

   4    8    8    4    9    2    3    7    3    4  ,    3  ,    4  ,    5  ,  ,    0  ,    2  ,    4  ,    4  ,    3    4    4    4    4    4    4    4    4    4

   4    7    3    6    3  ,    2  ,    7  ,    4  ,    4    4    4    4

   9    9    8    7    5    3  ,  ,    3  ,    1  ,    1  ,    3    3    3    3    3    3

   6    5    6    6    9    9    2    1    6  ,    9    0  ,    0  ,  ,    0  ,    0  ,  ,    5  ,    8  ,    9    3    2    2    2    3    2    2    3    3

   4    4    5    5    1  ,    0  ,    2  ,    2  ,    3    3    3    3

   9    6    4    2    8  ,    3    4  ,    3  ,    2  ,  ,    2    2    2    2    2

   6    2    3    3    9    6    9    8    1  ,    9  ,    9  ,  ,    6  ,    8  ,    8  ,    0  ,    2    9    1    1    1    2    1    1    1    2

   8    4    8    6    1  ,    1  ,    9  ,    2  ,    2    2    1    2

  e   t   e   c   a    b    l    A

   l   a   e    R    d   a    d   u    i    C

  a   c   n   e   u    C

  a   r   a    j    a    l   a    d   a   u    G

  o    d   e    l   o    T

  a    l    i   v     Á

  s   o   g   r   u    B

  n    ó   e    L

  a   a   c    i   n   c   a   n   e   m    l   a   a   a    P    l    S

  a   a    i   v    i   o   r   o   g   e    S    S

   d    i    l    i    d   a    l    l   a    V

  a   r   o   m   a    Z

  a   n   o    l   e   c   r   a    B

  a   n   o   r    i    G

  a    d    i   e    l    L

  a   n   o   g   a   r   r   a    T

  a   c    i    t    á   m    i    l   c   a   n   o    Z    l   a   u   n   a   a    i    d   e    M   e   r    b   m   e    i   c    i    D   e   r    b   m   e    i   v   o    N   e   r    b   u    t   c    O   e   r    b   m   e    i    t   p   e    S   o    t   s   o   g    A

   I    I    I

   V    I

   V

   4    6    8  ,    3

   5    8    0  ,    4

   1    2    2  ,    4

   6    8    8  ,    4

   8    8    0  ,    5

   8    8    9  ,    9  ,    1    1

   4    4    4    4  ,    4    3  ,  ,    4  ,    1    1    1    1

   4    5  ,    1

   7    8  ,    1

   7    5  ,    2

   1    5    7    8  ,    5  ,    6  ,    2    2    2

   3    6    6  ,    5  ,    2    2

   4    9    4    8    7  ,    7  ,    8  ,    8  ,    1    1    1    1

   7    9  ,    1

   3    4  ,    2

   4    0  ,    3

   9    3    8    9  ,    7  ,  ,    6    3    3    3

   9    6    7  ,  ,    6    3    3

   1    1    7    9  ,    7  ,    8  ,  ,    7    2    2    2    2

   7    0  ,    3

   6    5  ,    3

   3    1  ,    4

   3    8    1    4    0  ,    2  ,    A    6  ,    5  ,    5    5    R    5    5

   9    5    6    4    3  ,    3  ,    6  ,    6  ,    4    4    4    4

   6    7  ,    4

   7    4  ,    5

   5    5  ,    5

   D    I    R    D    7    A    M

   A    L    L    I    6    L    6  ,    E    6    M

   V    I    V    V    I

   V    V    I

   6    0    9  ,    4

   8    4    0  ,    5

   2    0  ,    5

   5    1  ,    2

   7    8    3    2  ,    1  ,  ,    0    2    2    2

   8    6  ,    2

   9    6  ,    3

   8    3  ,    5    2    7  ,    6

  o    i    l   u    J

   1    6  ,    7

  o    i   n   u    J

   4    6  ,    7

  o   y   a    M    l    i   r    b    A   o   z   r   a    M   o   r   e   r    b   e    F   o   r   e   n    E

   A    T    U    E    C

   I    I    I    I    I    I    I    I

   V    I

   A    N    A    I    5    C    4  ,    N    5    E    L    A    V    D    2    8  ,    A    6    D    I    N    3    U    7  ,    M    7    O    C    5

   8    5    7  ,    4

   4    2    9  ,    4

   8    2    3  ,    6  ,    6    6    8    8    4  ,    6  ,    7    7

   U    D    A    M    2  ,    E    1    R    7    T    X    6    E    0

   2    9    9  ,    4

   7    0  ,    7

   A    I    C    I    L    A    G

   6    3    8  ,    3

   3    2    0  ,    4

   1    1    8    5    7  ,  ,    7  ,    1  ,    0    5    5    6    6

   A    J    O    I    R    A    L

   3    1  ,    6

   8  ,    0  ,    8    8

   3    6    6    3  ,    3  ,    9  ,    7  ,    6    6    6    6

   5    0  ,    7

   4    0  ,    8

   5    3  ,    7

   4    8    6  ,    2  ,    4  ,    7    7    7

   4    1    8  ,    8  ,    7    7

   6    7    8    3  ,    7    3  ,    2  ,  ,    6    6    6    6

   8  ,    6

   4    7  ,    7

   9    2  ,    7

   4    7  ,    6

   2    2    8    9  ,    5  ,    7  ,    6    6    6

   2    8  ,    8  ,    6    6

   4    2    9    7    6  ,  ,    3  ,    6  ,    7    5    5    5    5

   5    8  ,    5

   6  ,    6

   6    7  ,    6

   7    9  ,    5

   3    8    7    1  ,    8  ,    0  ,    6    5    6

   4    6    8  ,    8  ,    5    5

   2    9    2    6    6  ,    4  ,    7  ,    7  ,    4    4    4    4

   8    9  ,    4

   5    7  ,    5

   2    3  ,    6

   1    4  ,    4

   3    8    7  ,    5  ,    6  ,    4    4    4

   9    8  ,    7  ,    4    4

   2    4    2    2    6  ,    6  ,    8  ,    8  ,    3    3    2    3

   7    0  ,    4

   5    6  ,    4

   2    8  ,    4

   1    3  ,    3

   9    4    4    4  ,  ,    3  ,    3    3    3

   4    4    3  ,    3  ,    3    3

   4    7    6    3    3  ,    3  ,    5  ,    5  ,    2    2    2    2

   6    6  ,    2

   5    2  ,    3

   7  ,    3

   7    5  ,    2

   1    3    2    6  ,    5  ,  ,    4    2    2    2

   3    9    4  ,    3  ,    2    2

   5    4    4    6  ,    6  ,    7  ,    7  ,    1    1    1    1

   7    7  ,    1

   7    2  ,    2

   6    8  ,    2

  a   t   u   e    C

  e   t   n   a   c    i    l    A

  a   r    d   e   v   e   t   n   o    P

  o    ñ   o   r   g   o    L

   d    i   r    d   a    M

  a    l    l    i    l   e    M

  n    ó    l    l   e   t   s   a    C

  a    i   c   n   e    l   a    V

  z   o    j    a    d   a    B

  s   e   r   e   c    á    C

  a    ñ   u   r   o    C    A

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Bibliografía  renovables. Editorial Paraninfo. 1999 Ortega Rodríguez, M. Energías renovables. Tobajas, C. Energía solar fotovoltaica 3ª edición. Editorial Cano Pina. 2008 García Villas, M . Energía solar fotovoltaica y cooperación y desarrollo. IEPALA. 1999

fotovoltaicas. Editorial Progensa. 2008  Alcor,  Alcor, E. Instalaciones solares fotovoltaicas. Progensa.1998 Manual del usuario de instalaciones fotovoltaicas. SEBA. Progensa.1998

 Agradecimientos especiales de la editorial  Agradecemos la colaboración a todas estas empresas, que nos han autorizado a utilizar imágenes de sus productos con el objetivo de poder enriquecer los contenidos del manual:  ATERSA   ATERSA  Fulmen Idea  Kipp y Zonen Estación Meteorológica de Santander-Ojáiz (Cantabria) Testo Fluke Pixabay. Banco de fotos con licencia Creative Commons CC0

Libros técnicos de referencia. Textos de fácil cons ulta tanto por su diseño y exposic ión como por s u contenido. Manuales adaptados a las necesidades reales de los usuarios. Todos los títulos están clasificados en diversas categorías:

Certificados de profesionalidad. Ciclos Formativos. Reglamentos:  Código Técnico de la Edificación. Reglamentos, Reglamentos +  resumen UNE. Manuales Técnicos:  Libros para instaladores, Manuales de soldadura, Energías alternativas, Manuales de prevención, Libros de divulgación. Textos Universitarios. Para Para consulta de todo nuestro catálogo visita nuestra web:

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