INSTALACIONES-SOLARES-FOTOVOLTAICAS-MARCOMBO.pdf

CFGM Instalaciones eléctricas y automáticas

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INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS Miquel Casa - Mónica Barrio

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Instalaciones solares foto voltaicas

Primera edición, 2012

© 2012 Miguel Casa Vilaseca - Mónica Barrio López

© 2012 MARCOMBO, S.A. Gran Via de les Corts Catalanes, 594 08007 Barcelona www.marcombo.com Maquetación: PAENDE

Cualquier forma de reproducción, distribución, comunicación pública o transformación de esta obra sólo puede ser realizada con la autorización de sus titulares, salvo excepción prevista por la ley. Diríjase a CEDRO (Centro Español de Derechos Reprográficos, www.cedro.org) si necesita fotocopiar o escanear algún fragmento de esta obra. ISBN: 978-84-267-1813-6 D.L.: B-10242-2012 Impreso en GRAFO, S.A.

Printed in Spain

Presentación La energía solar evita las emisiones de gases de efecto invernadero y, junto con las otras energías renovables, disminuye la dependencia energética de los combustibles fósiles, que provienen mayoritariamente de otros países y pueden llegar a agotarse. La fotovoltaica posee unas características que le permiten tener grandes expectativas: - Instalaciones fiables, no producen ruido y son fáciles de instalar. - Poco mantenimiento, no tienen partes móviles que suelen crear más averías. - Se pueden montar en zonas donde las líneas eléctricas tienen difícil acceso. - El precio de los materiales cada vez es menor. Las primeras instalaciones eran de tipo autónomo para zonas rurales, aplicaciones de señalización, alumbrado, etc. A partir del año 2000 empezó el crecimiento de instalaciones solares conectadas a la red eléctrica, ya que se facilitó el conexionado con la compañía distribuidora y se establecieron primas económicas para los productores de energía solar. Actualmente, ha surgido una nueva normativa sobre balance neto o autoconsumo en la que se permite a los clientes producirse su propia electricidad y estar interconectados con la red para verter los excesos y consumir del sistema cuando su demanda lo precise. Se espera que sea un avance más para la fotovoltaica. Este libro se ha dirigido al alumnado de Ciclos de Grado Medio. Nos gustaría que pudiera servirles para dedicarse a este sector. Los contenidos tratados son los siguientes: - Conceptos básicos. - Componentes. - Cálculo de instalaciones. - Montaje y mantenimiento. - Normativa. - Prevención de riesgos laborales. - Protección ambiental.

Miquel Casa - Mónica Barrio

Queremos dar las gracias a la familial amigos/as y a las personas que colaboran con nosotros en nuestros institutos. Los autores. Agradecer también a María Núñez que me ayudara a elegir esta profesión. Mónica Barrio.

,

Indice general Unidad 1

Unidad 7

Conceptos básicos ....................................... 1 Montaje y conexionado ........................... 120 1.1 1.2 1.3

Introducción ......................................................2 Radiación solar sobre el punto de captación ....................................................6 Orientación e inclinación de los paneles .... 11

Unidad 2 El panel solar ................................................ 15 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8

Funcionamiento de la célula solar ............... 16 Fabricación de células Monocristalinas ...... 17 Módulo fotovoltaico ...................................... 19 Diodos de protección ....................................21 Tipos de conectores para paneles ..............23 Normativa de los módulos ............................ 24 Tipos de paneles .............................................25 Parámetros eléctricos ....................................27

Unidad 3 Componentes de la instalación ................ 33 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5

Baterías ............................................................34 El regulador .....................................................49 El inversor, ondulador o convertidor ............ 53 Cargas de consumo ......................................59 Elementos de monitorización ........................ 60

Unidad 4

7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6

Unidad 8 Mantenimiento y averías en las instalaciones solares fotovoltaicas ......... 149 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6 8.7 8.8

4.2 4.3

Cálculo de pérdidas por sombras de un obstáculo .............................................63 Distancia mínima entre fi las de paneles ..... 69 Cálculo de pérdidas por orientación e inclinación .................................................... 70

Unidad 5 Diseño de instalaciones .............................. 73 5.1 5.2 5.3

Diseño de una instalación autónoma ........ .74 Elección de los cables ...................................82 Diseño de una instalación a red .................. 88

Módulos fotovoltaicos y estructuras ........... 151 Baterías .......................................................... 153 Mantenimiento del regulador de carga para batería de acumulación (CCB) ........ 157 Mantenimiento del inversor o convertidor CD/CA ........................................................... 157 Mantenimiento del circuito eléctrico ........ 158 Mantenimiento de seguidores solares ....... 158 Enlaces web interesantes ............................ 161 Anexo ............................................................. 162

Unidad 9 Normativa fotovoltaica ............................. 168 9.1

Pérdidas de radiación solar ....................... 62 4.1

Montaje de la instalación ............................ 122 Montaje de estructuras de soporte fi jo ..... 137 Conexión eléctrica y toma de tierra ......... 141 Montaje de baterías, acumuladores y resto de instalación ................................... 144 Elementos de protección y desconexión .145 Otras aplicaciones ....................................... 146

9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9.7 9.8

Instalaciones conectadas a la red eléctrica ........................................................ 169 Instalaciones autónomas ............................ 171 Otras normas ................................................. 171 Código Técnico de Edificación Sección HE5, Contribución mínima de Fotovoltaica ...... 171 Régimen económico de las ISF .................. 174 RD 1699/2011, Conexión a la red de instalaciones de baja potencia ................. 177 Procedimiento administrativo para la conexión .......................................... 182 Memoria' o proyecto técnico ..................... 184

Unidad 10

Unidad 6

Prevención de riesgos laborales

Aparatos de maniobra y protección ...... 102

y Protección ambiental ............................ 185

6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7

Grupo generador ......................................... 103 Protecciones del inversor ............................ 107 Protecciones del inversor al Cuadro de Protección y Medida, CPM ................... 108 Protección contra sobretensiones ............. 108 Otras protecciones, del inversor a la red de distribución .............................................. 111 Esquemas de los equipos de protección .. 112 Puesta a tierra ............................................... 115

10.1 Introducción .................................................. 186 10.2 Medidas de seguridad y de protección individual .......................... 186 10.3 Riesgos eléctricos (RD 614/2001) ................ 189 10.4 Prevención de riesgos eléctricos ................ 189 10.5 Seguridad en el montaje y mantenimiento .......................................... 191 10.6 Protección ambiental .................................. 194

ix

Unidad 1 Conceptos

En este capítulo: 1.1

Introducción.

1.2

Radiación solar sobre el punto de captación.

1.3

Orientación e inclinación de los paneles.

básicos

Unidad 1 . Conceptos básicos- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

1.1. Introducción Las energías renovables son aquellas que están presentes de forma potencial en la naturaleza y que tienen unas posibilidades de uso prácticamente ilimitadas. El término energía renovable engloba una serie de fuentes de energía que en teoría no se agotarían con el paso del tiempo. Estas fuentes serían una alternativa a las otras, llamadas convencionales (no renovablesL y producirían un impacto ambiental mínimo. Las energías renovables más importantes aparecen organizadas en el esquema siguiente:

ENERGíA HIDRÁULICA

ENERGíA MAREOMOTRIZ

ENERGíA GEOTÉRMICA

ENERGíA EÓLICA ENERGíA DE LAS OLAS ENERGíA SOLAR

ENERGíA FOTOVO LTÁI CA ENERGíA TÉRMICA

ENERGíA BIOMASA

I----r--~

BIOMASA RESIDUAL

BIOCARBURANTES CULTIVOS ENERGÉTICOS

Fig 1.1. Fuentes de energía .

"---.¡

RESIDUOS SÓLIDOS AGRíCOLAS Y URBANOS

Como puedes ver, la mayor parte de energías renovables tienen como fuente de energía directa (fotovoltaica o térmica) o indirecta (hidráulica, eólica, etc.) las radiaciones solares. La energía solar es una de las alternativas energéticas más importantes en la actualidad, ésta ofrece una serie de ventajas tales como: Utiliza recursos naturales inagotables: la luz del Sol. Es una energía limpia que no genera emisiones de gases contaminantes ni otro tipo de residuos. Es una solución ideal para disponer de electricidad en zonas aisladas. Es la única energía renovable que puede instalarse a gran escala dentro de las zonas urbanas. En el caso de instalaciones conectadas a la red, hay subvenciones públicas y primas a la producción.

2

- - - - - - - -- - - - - - - - - - - - - - - - - -- -- - -- --Unidad 1 . Conceptos básicos Los paneles y la estructura de soporte pueden desmontarse al final de la vida útil, pudiendo reutilizarse. Entre las desventajas, se encuentran: El impacto visual de los parques solares, que suelen ocupar grandes superficies de captación. Sólo se produce energía mientras hay luz y depende del grado de insolación. El costo de las instalaciones es elevado, sobre todo si se compara con otro tipo de instalaciones que generen la misma potencia_ El periodo de amortización de la inversión es largo, de unos diez años. El rendimiento es bastante bajo debido a la baja eficiencia de las células solares, en muchos casos inferior al 40%. El tiempo que deben esperar, según manifiesta la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF), las pequeñas y medianas instalaciones fotovoltaicas para que las compañías eléctricas las homologuen y compren su producción.

1.1.1. Definiciones previas Radiación solar: Energía procedente del Sol en forma de ondas electromagnéticas. Irradiancia: Densidad de potencia incidente en una superficie, se mide en kW/m 2 • Irradiación: Energía incidente en una superficie, se mide en kWh/m 2 o MJ/m 2 • De forma sencilla, se puede decir que la irradiancia es el valor instantáneo y la irradiación el valor durante un tiempo de radiación, ambos para una super,f icie de 1

m2 •

1.1.2. El efecto fotovoltaico y la radiación solar El término fotovoltaico significa: Photos (Griego): Luz. Volta: Físico descubridor de la pila eléctrica. El efecto fotovoltaico que se produce en algunos elementos químicos (silicio, germanio, etc.) es la capacidad de absorber fotones (partículas de luz) y liberar a continuación una corriente continua de electrones. Para que se pueda producir necesitamos al Sol, que se encuentra a temperaturas muy altas y por reacciones químicas que se producen en él, se libera una energía a la que llamamos radiación solar. Esta radiación llega a la Tierra, en los siguientes porcentajes:

* 7% ultravioleta

* 47% luz visible

* 46% radiación infrarroja

Flujo de energía (cal cm- 2 3 min- 1 Ilm- 1 )

2

1

0 4-~~~--~--~~==~~~=r 2,4 2,8 1,2 2,0 1,6 3,2 Longitud de onda (11m) O f,4 0,8 Flg 1.2. Espectro de radiación solar.

UV •

!..VIS...

IR

3

Unidad 1 . Conceptos b á s i c o s - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Recuerda •••

Las células solares captan la mayor parte de luz visible, ya que la ultravioleta llega en poca cantidad (un 7%) y la infrarroja tiene poca energía.

Irradiancia: Potencia en 1 m 2, se mide en kW/m 2 •

La radiación que llega del Sol se llama constante solar, y tiene un valor de irradiancia de 1.353 W/m 2 al llegar a la Tierra, antes de la atmosfera terrestre. Al atravesar ésta, se producen unas pérdidas por los gases atmosféricos (nitrógeno, oxígeno, ... ), vapor de agua, etc. llegando a la superficie terrestre una irradiancia de 1.000 W/m 2 •

Irradiación: Energía en 1 m 2, se mide en kWh/m 2 • La Irradiancia que nos llega del Sol, constante solar, es de 1.000 W/ m 2 (por convenio). Las células calibradas son el medidor más utilizado en instalaciones solares.

Hay tres tipos de irradiancia incidente: Irradiancia directa (I): Es la que se recibe directamente del Sol. Irradiancia difusa (O): Es la que se recibe del Sol después de haber sido desviada por la dispersión atmosférica, llega desde todas las direcciones (nubes, cielo, etc.). Irradiancia reflejada o de albedo (R): Es la que ha sido reflejada por el suelo.

La suma de las tres da lugar a la constante solar o irradiancia solar global. La industria, para unificar criterios, ha tomado el valor de referencia de 1.000 W/m 2 (se consigue en días despejados).

1.1.3. Medidores de radiación solar Existen varios métodos para medir la radiación solar. El piranómetro. Instrumento que mide la radiación global (la directa más la difusa), habitualmente sobre una superficie horizontal. El pirheliómetro. Este instrumento se enfoca directamente hacia el Sol para medir la radiación directa. Debe contar con un sistema de movimiento para seguir el Sol con gran precisión. Las células calibradas. Son células fotovoltaicas que un laboratorio acreditado ha puesto a prueba, iluminándolas con luz solar artificial y estableciendo una relación proporcional entre la radiación recibida y la producción eléctrica. Se trata de medidores de menor precisión que los anteriores pero que, dado su bajo coste, son ideales como comprobadores del buen funcionamiento de las instalaciones. Así, colocando una de estas células, puede contrastarse la producción de las instalaciones con la radiación aproximada recibida.

Fig 1.3. Piranómetro, pirheliómetro y célula calibrada.

Al comprarlas vienen con una tabla. Nosotros medimos la corriente en la célula y de la tabla sacamos la irradiancia incidente. Irradiancia W/m

2

Célula mA

Irradiancia 2

Célula mA

1.000

267

W/m

950

254

500

134

900

240

400

107

800

214

300

80

750

200

250

67

600

160

125

33

- - -- -- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Unidad 1· Conceptos básicos

1.1.4. Tipos de instalaciones Tenemos dos tipos: autónomas y conectadas a red que pasamos a detallar brevemente.

a) Instalación solar fotovoltalca autónoma CargasCC

Regulador

Cargas CA

l

Generador fotovo1taico

Convertidor DCIAC (Inversor)

l Baterias

Fig 1.4. Instalación autónoma.

Formada por: a) Módulos, paneles o generadores: Transforman la irradiación solar en energía eléctrica continua (KWh ó KJ). b) Regulador: Controla las sobrecargas y las descargas en las baterías. c) Acumuladores: Sirven para almacenar energía y dar una tensión estable, aunque los paneles no estén captando energía. d) Convertidor, ondulador o inversor: Transforma la energía eléctrica continua a alterna. e) Cargas: El consumo que conectamos en continua o alterna. f) Protecciones: Aunque no están en el esquema se utilizan para evitar daños a las personas y a los elementos de la instalación. Se utilizan en: •

Casas de campo aisladas o con fines medioambientales, barcos, caravanas, etc.

•

En juguetes, usos domésticos como relojes, linternas, etc.

•

Señales de tráfico, iluminación pública, parquímetros, etc.

b) Instalación solar fotovoltaica conectada a la red eléctrica Compañia

Inv ersor

Generador fotoyoltaíco

Caja de embarrado

Contadocde entrada

Flg 1.5. Instalación conectada a la red de distribución,

ConsUIDQ

5

Unidad 1 . Conceptos básicos,- -- -- - -- -- -- -- - - - -- - - -- - - - -- - -- - - Se prescinde del regulador y de las baterías. Se le añade un contador para saber la energía que se vende a la compañía eléctrica. Funcionamiento: Toda la energía generada por los módulos se lleva al inversor que se encarga de transformar a corriente alterna y de adaptar a las características eléctricas que tiene la red eléctrica. Se utiliza en la venta de energía a la compañía eléctrica.

Ejercicios 1. Explica la diferencia entre irradiancia e irradiación. 2. Escribe brevemente la definición del efecto fotovoltaico. 3. ¿En qué dispositivo se produce el fenómeno anterior? 4. De toda la radiación solar, ¿cuánta llega a la superficie terrestre y qué nombre recibe? 5. Explica los tipos de irradiancia que pueden incidir sobre un panel o una superficie. 6. Explica las diferencias entre el piranómetro y el pirheliómetro. 7. Haz los dos esquemas de las instalaciones solares fotovoltaicas y explica brevemente el funcionamiento de cada uno.

1.2. Radiación solar sobre el punto de captación 1.2.1. Coordenadas geográficas Para saber la irradiación solar que habrá en el punto de la instalación hemos de conocer la coordenada geográfica de la latitud (1), que junto a la longitud (L), nos permite definir la situación exacta de cualquier punto sobre la Tierra. El Ecuador es el círculo máximo perpendicular al eje de la Tierra. Los polos están separados 90° del Ecuador. La esfera terrestre queda dividida en dos semiesferas o hemisferios, llamados Norte o Sur, según el polo que tenga en su centro. Los paralelos son los círculos menores paralelos al Ecuador. Los meridianos son los círculos máximos que pasan por los polos y, por tanto, son perpendiculares al Ecuador.

6

•

Latitud (1 ó (j». Es el arco del meridiano que va del Ecuador al punto donde se encuentra el lugar. Siempre es menor de 90° y se llama Norte (N) cuando el lugar se encuentra en el Hemisferio Norte, y Sur (S) cuando está en el Hemisferio Sur.

•

longitud (L). Es el arco del Ecuador que va del meridiano de Greenwich al meridiano superior del lugar. La longitud siempre es inferior a 180°. Utilizamos la indicación Longitud Oeste (LW) cuando el lugar queda a la izquierda ya la inversa para Longitud Este (LE).

- - - - - - -- - - - -- - - - - - - - - -- -- - -- - - - - - - U nidad 1 . Conceptos básicos

Fig 1.6. Latitud y longitud.

Ejemplos

* L'Hospitalet de Llobregat (Barcelona) se encuentra en una latitud de 41,22 N yen una longitud de 2,08 E.

* Madrid se encuentra en una latitud de 40,24 N Y una longitud de 3A1 O.

Líneas principales de la Tierra Hay infinidad de paralelos, pero los siguientes tienen un nombre específico:

Paralelen¡¡ ... .. ..

,

•

Trópico de Cáncer. Es el paralelo del hemisferio Norte, separado del Ecuador 23ASo'.

•

Trópico de Capricornio. Es simétrico al de Cáncer en el hemisferio Sur, también separado del Ecuador 23ASo'.

•

Círculo polar Ártico. Es el paralelo que se encuentra separado del polo Norte 23ASo'.

•

Círculo polar Antártico. Es el paralelo que se encuentra separado del polo Sur 23ASo'.

-'"

Norte ..... - ... '-

Tr6~¡fO de

Clpricom lo

Fig 1.7. Paralelos y meridianos importantes.

7

cep os b á s i c o s - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Existen muchos meridianos, pero los dos más importantes: Meridiano de Greenwich. Se toma como origen para medir las longitudes; se llama así porque pasa por el observatorio de esta ciudad inglesa.

El antimeridiano. Es opuesto a Greenwich (L=1800) y determina el cambio de día y fecha (más adelante).

1.2.2. Movimientos de la Tierra La Tierra hace dos movimientos, de translación alrededor del Sol y de rotación sobre su eje, que resulta que está inclinado 23,45°.

Equinoccio de primavera

+4-' - - - - - ~SOI

Fig 1.8. Movimientos de la Tierra.

Equinoccio de otoño

En la imagen se puede observar que: En invierno el Sol da perpendicular al Trópico de Capricornio, en el Hemisferio Sur (H. Sur). En el H. Norte los rayos llegan en diagonal, ya que la inclinación de la Tierra nos perjudica, reduciendo las horas que tenemos de Sol al día (movimiento de rotación). El día en que este efecto es mayor es el21 de diciembre y se llama Solsticio de Invierno. En verano pasa al revés ya que la radiación solar llega más perpendicular al H. Norte, toca en el Trópico de Cáncer y la inclinación de la Tierra favorece tener más horas solares . El día en que este efecto es mayor es el21 de junio y se llama Solsticio de Verano. Durante la primavera y el otoño el Sol da perpendicular al Ecuador y la inclinación no afecta, por eso hay las mismas horas de día que de noche. Estos días son el21 de marzo y el21 de septiembre y se llaman Solsticios de Primavera y Otoño.

Recuerda ••• España está en el Hemisferio Norte, por tanto, los paneles se inclinan más en invierno que en verano, para recibir los rayos de Sol perpendicularmente. De esta forma se consigue la máxima irradiación.

8

Conclusiones: Durante el movimiento de translación de la Tierra, los rayos solares llegan perpendiculares entre el Trópico de Capricornio y el de Cáncer, son las zonas donde tendremos más radiación solar. En el H. Norte los paneles se inclinan más en invierno que en verano, para recibir los rayos de Sol perpendicularmente.

1.2.3. Radiación sobre superficies La radiación es máxima cuando los rayos del Sol inciden verticalmente (en la fig. A). Cuando los rayos llegan inclinados, la misma cantidad de energía solar se extiende sobre una superficie mayor (en la fig. B) y, por tanto, se recibe menos

- - - - - - - - -- -- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Unidad 1 . Conceptos básicos radiación solar para el mismo punto.

RAYO VERTICAL

RAYO OBLICUO

a

Fig 1.9. Radiación sobre superficies.

Por eso los rayos solares calientan más al mediodía que por la mañana o por la tarde. Ya que el movimiento de rotación de la Tierra hace que los rayos lleguen perpendiculares al mediodía y con más inclinación a la mañana y a la tarde. También los rayos llegan más inclinados y, por tanto, con menos energía en las latitudes altas (más cercanas a los polos).

RAYOS DI SOL

Fig 1.10. Incidencia rayos de Sol.

La masa de aire (Air Massa, AM) Cuanto más bajo está el Sol respecto al horizonte (ver figura), más recorrido de capa atmosférica tiene que atravesar la radiación y por tanto más perdidas, por los gases de la atmosfera. Se toma un valor intermedio, que relaciona la distancia que atraviesa un rayo solar inclinado respecto a la vertical:

Sol

-9Sol Atmósfera

e = 0° Fig 1.11. Masa de aire.

~

Atmósfera

e =48° 18°

cose = 1

cose = 0,67

AM = 1

AM = 1

9

~ - ' JeO

1 · Conceptos básicos--- - -- - -- - - - -- -- - -- - - - - - - - - - - - - - - -

1

1

Cos()- -7 AM=-AM Cos()

e =Ángulo entre el rayo de Sol y la perpendicular. 1 = Valor ideal de AM, cuando el rayo llega vertical. Los valores eléctricos de los paneles solares vienen dados, por convenio, para una AM = 1,5 (que corresponde a un ángulo de 48,18°).

1.2.4. Husos horarios y cambio de hora Un huso horario es una de las veinticuatro partes verticales en que está dividida la superficie terrestre y en el que reina la misma hora. Cada uno ocupa una longitud de 15° (360° / 24 = 15°).

I

i.

/'

I

Fig 1.12. Mapa husos horarios.

I -12 .11 .tI -9

.a •.,

~

-5

..

-3.2

.1

o

+1

...+3

+4 ...,

~

+'1

-ea

+9 +10 +11 +12

En todos los territorios de un mismo huso, la hora corresponde a la del meridiano central (hora legal). Los husos horarios están numerados del O al 23, de Oeste a Este. En Europa Occidental el huso O corresponde al meridiano de Greenwich y cuando se supera el antimeridiano de Greenwich se produce el cambio de fecha. En España tenemos una hora más respecto del Sol, en el mediodía solar nuestros relojes marcan las 13.00 horas. En primavera (último domingo de marzo), adelantamos los relojes una hora, con lo que llevamos 2 horas de adelanto respecto al mediodía solar. Este adelanto finaliza en otoño (último domingo de octubre).

Ejercicios 1. En

invierno, ¿qué latitud queda perpendicular al Sol? ¿yen verano?

2. ¿Por qué en

invierno hay menos horas de Sol?

3. En primavera yen 4.

otoño, ¿cuántas horas de Sol tenemos?

Cuando en el Hemisferio Sur están en verano, el H. Norte ¿en qué estación del año se encuentra?

5. ¿A qué hora recibimos la máxima 6.

10

radiación solar en verano? ¿Yen invierno?

Hace unos cuantos años en Valencia hubo una gran tempestad a medianoche. ¿Es posible que 72 horas después hiciera un tiempo soleado?

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - U nidad 1 . Conceptos básicos

Recuerda •••

1.3. Orientación e inclinación de los paneles

Los paneles se orientan al Sur (donde está el Sol para el H. Norte) y para una instalación fija, con inclinación próxima a la latitud.

La finalidad es conseguir la máxima cantidad de irradiación (energía solar). Si estamos en el hemisferio Norte, orientaremos los paneles hacia el Sur (donde está el Sol) con una inclinación próxima a la latitud, para recibir los rayos lo más perpendicularmente posible.

1.3.1. Azimut u orientación solar (A,a) Formado por la línea Norte-Sur y la proyección del rayo solar sobre el plano horizontal. Al amanecer es de -90 0 ya que los rayos solares están en el Este y forman este ángulo con el Sur. Se puede observar siguiendo la Trayectoria aparente del Sol. A las 12 horas solar, a = 0°, por que el Sol se encuentra sobre la línea del Sur, aquí se conseguirá la máxima radiación y es la mejor orientación para los paneles.

s TRA YECTORIA

APARENTE DEL SOL

Fig 1.13. Orientación y altura solar.

1.3.2. Altura solar (H) Ángulo que forma el rayo solar con el plano horizontal. De forma sencilla es el ángulo máximo que hace el Sol en su trayectoria Este-Oeste diaria. Pero va variando a lo largo del año, por el movimiento e inclinación de la Tierra. En el siguiente dibujo vemos los cambios para cada época del año:

-(fSOI

Flg 1.14.

Altura solar (color rojo) .

11

Unidad 1 . Conceptos b á s i c o s - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -- - - -- - - - - - La inclinación que lleva la Tierra se calcula como el ángulo que forma el Sol con el plano del Ecuador y se llama declinación solar (6).

Los valores para la ó de las 4 estaciones son: óp = 0°; p: primavera;

v: verano;

o: otoño;

i: invierno;

En primavera y otoño es 00 porque el Sol da perpendicular al Ecuador. La H es mayor en verano, porque la declinación solar favorece, menor en invierno e igual en primavera y otoño. Quedando:

Invierno

Primavera y Otoño

Fig 1.15. H durante el año.

Como comentario, las sombras son mayores en invierno porque al haber menor H los rayos llegan más inclinados y chocan en más superficie, haciendo sombras más grandes.

1.3.3. Inclinación paneles (p) Lo que interesa es que los rayos solares toquen el módulo perpendicularmente al mediodía. Si la radiación solar llega perpendicular entre los trópicos de Cáncer y Capricornio (o sea, con una desviación de 23,45° respecto del Ecuador), para conseguir lo mismo a otra latitud tendremos que inclinar los paneles el ángulo de la latitud incluyendo la ó (los ±23,45°). Por tanto:

f3=
ó = Irá cambiando su valor.

Flg 1.16. Inclinación.

12

- - - - - -- - - - - - - -- -- - - - - - - - - - - - - - - - - U n i d a d 1· Conceptos básicos

Ejemplo Calculamos la inclinación que han de tener los paneles en Alemania, con latitud 52°: {3i=52 - (- 23,45) =85,45°;

s

s Verano

s Primavera. y Otoño

Fig 1.17. Inclinación paneles.

In'riemo

Ejercicios 1. ¿Qué inclinación tendrá un panel en primavera, verano e invierno en el Ecuador? Haz los dibujos. 2. ¿Qué inclinación tendrá un panel en primavera, verano e invierno en Barcelona? Haz los dibujos.

1.3.4. Uso de tablas y criterios de orientación Como hemos visto, en cada época del año deberíamos cambiar la inclinación de los paneles (o poner seguidores solares). Para evitarlo, se han hecho unas tablas en las que recomiendan como orientar los paneles según el uso que se les vaya a dar (verano, invierno o todo el año) que se pueden consultar. EI/DAE, Instituto para la Diversificación y el Ahorro de Energía, da unas recomendaciones para conseguir captar la máxima energía:

cjJ

Periodo de diseño

l30Pt

Diciembre

(jJ + 10°

Jul io

cjJ - 20°

Anual

(jJ - 100

=Latitud

Periodo de diseño: Es el periodo en el que utilizaremos la instalación solar.

Conclusiones: La orientación (azimut) e inclinación óptimas corresponde a a Y {3opt respectivamente.

=0°

1.3.5. Instrumentación para la orientación e inclinación de los paneles solares La brújula es un instrumento que sirve de orientación, por medio de una aguja imantada que señala el Norte. Para su funcionamiento se pone horizontal y se ajusta el Norte escrito en la base con la aguja imantada (así tenemos la base orientada). Ahora podremos leer en qué sentido está el Sur, Este, etc.

13

_ "' -dad 1 . Conceptos básic o s - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - El clinómetro sirve para medir ángulos verticales, por tanto la inclinación. Se sitúa sobre el panel horizontal en uno de los lados a los que se va a dar la inclinación y se va elevando.

•

Fig 1.18. Brújula y clinómetro.

Práctica. Inclinación, orientación y medida de irradiancia

Ir a una zona exterior de la escuela donde podáis tomar medidas de radiación solar. Con una brújula, un clinómetro, una célula calibrada, un tester y un panel solar rellenar la tabla de más abajo.

Proceso: Mirar la potencia del panel (Wp), la intensidad y tensión de trabajo (Ice y Vea) para ajustar las escalas del tester a estos valores. Engancha la célula calibrada en un extremo del panel, sin tapar ninguna célula, para que esté a la misma inclinación y orientación. Mide los valores de las columnas 2, 4 Y 5. Después busca el valor de la irradiancia, con el valor de la célula para cada orientación. Vea

= Tensión circuito abierto del panel.

Iee = Intensidad de cortocircuito.

Orientación e Inclinación

Célula (mA)

Irradiancia (W/mZ)

Vea (V)

lec (A)

Sur, 0° Sur, 45° Sur, 60° Sur, 90° Este, 45° Oeste, 45° Norte, 45° Nota: Estos dos valores anteriores son un poco superiores a Ip y Vp (Wp= Ip . Vp).

Preguntas: ¿Cuándo obtenéis la máxima irradiancia? ¿Cuándo obtenéis la mínima irradiancia? Si tomáis las medidas por la mañana (en caso contrario a la tarde), ¿hay más irradiancia al Este o al Oeste? ¿Por qué? Para la inclinación y orientación, 45° Sur, multiplicar Vea x lec. ¿Se parece a Wp? Al mediodía solar, ¿creéis que se aproximará más?

1A

Unidad 2 El panel solar


Funcionamiento de la célula solar.

2.5

Tipos de conectores para paneles.

2.2

Fabricación de células Monocristalinas.

2.6

Normativa de los módulos.

2.3

Módulo fotovoltaico.

2.7

Tipos de paneles .

2.4

Diodos de protección.

. 2.8

Parámetros eléctricos.

- ::,: . :: panel sola r'- - - - - -- -- - -- - - - -- - - -- - - - - - - -- - - - -- -

2.1. Funcionamiento de la célula solar Los paneles solares están formados por células de material semiconductor, la mayoría de Silicio, en el que los átomos tienen en su última capa 4 electrones. Éstos se unen con otros átomos de alrededor formando grupos de 8 electrones y crean una red cristalina: Red cristalina de silicio

~~O

silicio,

::::;,r.!~nes

f:r

la urtma capa

Enlace de 8 electrones

Fig. 2.1. :. -::: '~::: 8e Silicio y la red :-~-:: · ... 8

que forma.

Este cristal es estable y no permite el paso de corriente, pero al añadirle una pequeña cantidad de Boro y Fósforo (que tienen 3 y 5 electrones), se crean dos zonas, en la que a una le faltan yen la otra le sobran electrones dentro de la red cristalina.

+

CA..'JPO ELÉCTRICO

p

N

88 88 88 88 Fig.2.2.

8

Unión NP.

-

-

+

+ + +

-

-

~~ ~~ ~~ ~~

Electrón

Al unir las dos zonas se crea, en el centro, una unión de electrones-huecos (el hueco es la falta de electrón) que provocan un campo eléctrico permanente (la N pierde electrones y queda con carga positiva y la P al revés) y no permiten el paso de corriente. La capa n es la que recibe los rayos solares. Los fotones rompen la unión

electrón-hueco, el campo eléctrico los separa llevando los electrones a la capa n y los huecos a la capa p (fig. 2.3.). Si se pone un conductor externo fluye la corriente eléctrica de P a N, como en la figura 2.4.

Fig.2.3. Incidencia de fotones.

16

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Unidad 2 . El panel solar La luz del Sol está formada por fotones que tienen una energía capaz de arrancar los electrones y al conectar un cable se crea el paso de una intensidad eléctrica. Es el efecto fotovoltaico.

R

Fig.2.4. Corriente eléctrica. La energía mínima que han de tener los fotones para producir una corriente eléctrica se llama gap de energía o ancho de banda prohibida (Eg). El valor óptimo está sobre 1,5 eV (electrón-voltio). En el Silicio la ruptura de enlaces se produce a 1,1 eVo En cambio, en el Arseniuro de Galio se produce a 1,4 eV que es mejor (ahora lo vemos) pero es más caro. Si los materiales utilizados en los paneles tienen una Eg menor al fotón, sobra energía de los fotones y se disipa en forma de calor (no interesa). Si el material necesita más de 1,5 eV sólo algunos fotones tienen más, por tanto se consigue poca corriente. Lo mejor es que la energía de ruptura de átomos sea parecida a la de los fotones y ésto ocurre con los semiconductores.

(Preguntas Test: 1-4)

2.2. Fabricación de células monocrisfalinas Silicio purificado

Fundido del Silicio con Boro y después con Fósforo

Recorte del bloque en forma cuadrada

Corte de las obleas

Montaje del marco y del panel solar

Soldadura de las células y laminado

Serigrafiado de las células

Fig.2.5. Fabricación de un panel.

17

Unidad 2 . El panel sola r'- - - -- - - -- - - - - - - -- - - -- - - - - - - - - - - -- -- -

a) Elaboración y purificación del Silicio El Silicio se obtiene de la sílice que está en los granos de arena, es el segundo elemento químico más abundante después del oxígeno. Mediante reducciones se consiguen silicios de diferente pureza, variando la eficiencia y el precio.

b) Fabricación

Fig.2.6. 3 : =1..J e de Silicio . Se mezcla el Silicio con unas pocas impurezas de Boro (zona p) a una temperatura de 1.400 oC (Proceso Czochralski) y se crea una masa líquida. Una varilla que en un extremo tiene una semilla de Silicio atrae a la masa ordenando los átomos. La varilla tiene un movimiento circular ascendente que aleja al Silicio y lo solidifica en una red cristalina ordenada formando un bloque circular (imagen). El tiempo invertido en hacer este bloque es de unas 8 horas. Se hacen finas obleas de unos 0,3 mm (perdiendo un 40% en polvo de cristal, que se intenta recuperar posteriormente). Su diámetro está entre 2 y 20 cm. Las obleas se introducen en baños químicos para restaurar las capas dañadas por los cortes y se las prepara para las siguientes fases. Después se colocan en hornos a temperaturas entre 800 oC y 1.000 oC, en una atmosfera con átomos de fósforo y se difunden en la capa n, consiguiendo una unión p-n. Para recoger la energía eléctrica que da la célula se ponen contactos eléctricos (las líneas de la figura). El problema es que éstos tapan el Silicio y se recibe menos radiación. El método más utilizado es la serigrafía. Se hace con una pasta que contiene plata, aluminio, etc. y se introduce en un horno donde se difunde el material. En la parte inferior se hace toda la base homogénea quedando la parte frontal cargada negativa (capa n) y la inferior positiva.

Fig. 2.7. Serigrafía de los contactos eléctricos. Para acabar, se hacen las pruebas eléctricas (curva I-V) y se clasifica según sus características.

c) Fabricación de células policristalinas Similar a la monocristalina, pero no necesita un control máximo de temperatura en la solidificación del Silicio ni un crecimiento controlado de su red cristalina, ya que se hace en varios cristales. Éstos cada vez son más pequeños, dando un aspecto más homogéneo.

18

- - -- - - -- - - -- - - - - - - - - -- - - -- - - - -- -- - - U nidad 2 . El panel solar

d) Vida útil Hay módulos que llevan 30 años en funcionamiento por eso se puede decir que podrían llegar a los 40 años.


2.3. Módulo fofovolfaico Las células pueden utilizarse para juguetes, equipos didácticos, etc. pero la mayoría de las veces se agrupan en un módulo o panel fotovoltaico. El módulo está formado por células conectadas en serie, muchos son de 36, que hacen una tensión aproximada de 18-21 Voltios (0,5 - 0,6 V / célula). También hay de 60 células, etc.

Flg.2.8. Símbolo célula y panel solar. La células han de tener parámetros eléctricos muy similares sino acabamos teniendo los valores que dé la célula con menos tensión (en paralelo) o corriente (en serie), y desaprovecharemos las otras. El panel está formado por varias capas para recubrir las células contra agente externos. Por ejemplo, el agua oxida los contactos eléctricos. De forma general: 1. Cubierta exterior. Se suele utilizar vidrio templado (4 ó 5 mm) resistente a impactos y que transmite la radiación solar. El cristal ha de ser liso en la parte exterior y no retener suciedad. 2 y 4. Capas encapsuladoras. Protegen las células y los contactos de interconexión. Los materiales (silicona, EVA*, etc.) han de tener una buena transmisión a los rayos solares.

1

2

3 4 5 Flg.2.9. Capas de un panel.

6

19

Unidad 2 . El panel solar-- - - - - - - - - - - - - - -- - - - -- - - - -- - - - - - - - - -

Protección posterior: Para evitar la acción de agentes atmosféricos. Normalmente se usan materiales como TEDLAR*. Suelen ser de color blanco, ya que reflejan la radiación incidente que traspasa las células. Actualmente, en fachadas de edificios, también de vidrio templado.

* EVA (Etileno Vinil Acetato). Es un tipo de goma que se pone para evitar la entrada de aire y de humedad.

* TEDLAR (nombre comercial). Es el fluoruro de polivinilo (PVF). Cuando las células están encapsuladas en EVA se recubren, por encima y debajo con este material para proteger de los efectos degradantes de la radiación ultravioleta y sirve como aislante eléctrico. 5. Contactos eléctricos. Se colocan en una o dos cajas de conexión de intemperie, con contactos de tornillo, conector, etc. En su interior va el diodo de protección by-pass para evitar los problemas con sombras. 6. Marco soporte. Da rigidez mecánica y permite la inserción en estructuras que agrupan más módulos. Suele ser de aluminio anodizado o acero inoxidable (para no deteriorarse). Los marcos llevan taladros para su anclaje o un bastidor, evitando ser manipulados posteriormente (las vibraciones pueden romper el cristal). Si se van a instalar muchos módulos suelen llevar una conexión de toma de tierra. 7. Fabricación del módulo fotovoltaico. Puestas las capas encapsuladoras se introducen en un horno para su laminación, donde se hace el vacio y se elimina cualquier bolsa de aire. La capa de encapsular se funde rodeando a las células y contactos, haciendo también de adhesivo con el cristal y la capa posterior creando un conjunto estanco. Después se pone el marco soporte con goma butílica o silicona, para permitir las dilataciones del conjunto por efecto del calor. Sólo queda poner los bornes de conexión y realizar las pruebas finales del módulo. La conexión en serie de las células se hace uniendo el negativo por la parte superior y el positivo por la inferior (se ve en cada célula).

Fig.2.10. Frontal del panel.

Aquí vemos el conexionado y el marco internamente.

Fig.2.11. Perfil de un módulo.

20

l. Marco de aluminio 3. Células fotovoltaicas

2 Encapsulado 4 Borne de conexión

5. Conexión 7. Cubierta de vidrio

6. Cubierta posterior 8. Hueco de fijación

- - - - - - - - - - - - - - -- - -- - - - - - - - -- -------Unidad 2 . El panel solar

Ejercicios 1. Di cual es la tensión y la corriente total del siguiente grupo de paneles:

V=21V

I=SA

V=21\l

\'= 21V I=3A

I=5A

V=21V 1= 5A

Fig.2.12. Grupo de paneles.

v= 15V

I=5A

'V=21 V

I=5A

+

2. ¿Se pierde potencia con la conexión anterior? ¿Cómo se puede solucionar?

2.4. Diodos de protección Las placas solares pueden llevar dos tipos de diodos: a) Diodo de bloqueo (fuera del panel). Se coloca uno en cada fila de módulos. Impide que la corriente vaya de la batería hacia los paneles cuando no hay radiación solar; también que una fila de módulos se descargue en otra por una avería.

,....---_---0 +

Fig.2.13. Diodos de bloqueo. b) Diodo bypass. Si una parte del panel tiene sombra deja de generar corriente y se convierte en carga, consume en forma de calor la corriente que le llega de las otras células. Se conoce como Hot-Spot o Punto Caliente. Se pueden llegar a incendiar los materiales (sobre todo en paneles de 24 V o más). Para evitarlo se ponen diodos en inversa en la caja de conexiones. La parte sombreada, al convertirse en carga, cambia su polaridad y cuando el diodo detecta este cambio hace que la corriente pase por él en lugar de por las células.

21

Unidad 2 . El panel sola r'- -- -- - - - - - - - - - -- - - - -- - - - - - - - - - - -- - -

Fig.2.14. Diferentes polaridades en generador y carga.

o Céluia con sombra.

Fig.2.15. Funcionamiento del diodo bypass.

Célula sin sombra

cambia la polaridad yel

diodo conduce

Ejemplo Para simplificar tenemos un panel con cuatro células. Al principio ninguna tiene sombra pero después hay una que sí (la última):

as v as v

as v Fig.2.16. Izquierda: 4 células en serie. Derecha: 1 célula con sombra.

as v

Si cortocircuitamos el panel para ver la Icc (peor situación): Sabemos por Kirchoff que la suma de tensiones que hay en una malla ha de ser O V. Con lo que la tensión en la célula sombreada será la de las otras tres y se disipará la potencia en ella.

Fig.2.17. Célula con sombra y en c.c.

22

- - - - - - - - - - - - - - - -- -- - - -- -- - - - - - - -- --U nidad 2 . El panel solar

Si hubiera más células generando, la potencia disipada aún sería mayor. Para evitarlo se ponen en cada módulo dos diodos en inversa.

Flg.2.18. Izquierda: Funcio- namiento normal. Derecha: Una célula sombreada.

0'5 V

En la primera imagen vemos a la corriente fluir por las células (los diodos están en inversa). En la segunda, la célula sombreada tiene 1,5 V, lo que hace que al diodo le llegue 1 V en directa y, por tanto, empieza a conducir evitando que pase la I por la célula sombreada. En un panel se suele poner un diodo cada 18 ó 20 células; el problema es que cuando hay una sombra se anulan todas las células que están conectadas al mismo diodo, disminuyendo la tensión .

. . ~--_-.n+

Fig.2.19. Conexión de un panel y caja de conexiones con diodos.


2.5. Tipos de conectores para paneles Los más utilizados son: a) Conectores MC (Multi contact). Ahorran tiempo y dan seguridad en el cableado de paneles. Características: Diámetro {l) 3 mm, MC3 o ~ 4 mm MC4 . Intensidad máx. 30 A para 6 mm 2 y 20 A para < 4 mm 2 • -

Tensión máxima 1.000 V.

23

Unidad 2 . El panel s o l a r - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -- - Protección enchufado IP65. Clase 11. Rango de temperatura - 40 oC hasta + 90 oc.

,

-...y. -

Fig.2.20. Conectores MC.

-

•

•

-

1:';:::.'

En la imagen vemos el MC3 y MC4. Éste último con sistema de bloqueo. b) Conector Tyco Solarlock. Se usa para paneles y a veces, en conexionado de inversores. Sus características: Conector múltiple y sencillo. Bloqueo mecánico. Sirve para diversos diámetros de cable. Alta corriente admisible. Alta resistencia térmica. Certificación de ITV y UL.

"

Fig.2.21. Conectores Tyco Solarlock.

Ejercicio 1. Busca más conectores de MC, Tyco Solarlock, otras marcas (derivadores, otros modelos) y las herramientas necesarias para conectarlos a los conductores.

2.6. Normativa de los módulos La norma con la que se homologan los paneles fotovoltaicos es la EN 61215. De esta forma el cliente tiene la tranquilidad de que los módulos adquiridos tienen un nivel de cualificación correcto. Las pruebas que se realizan entre otras son: Medidas en las condiciones estándar de funcionamiento (1.000 W/m 2 , 25 oC y AM =1,5). Funcionamiento en baja irradiación. Ensayo de exposición en exterior y la resistencia de formación de puntos

calientes. Resistencia a la radiación ultravioleta (UV) y al granizo. Prueba de humedad/congelación. Ensayo de carga mecánica, prueba de torsión y de robustez de terminales.

24

- - -- - - - - -- - - - - - -- -- - - - - - - - - - - - - - - - - Unidad 2 . El panel solar

2.7. Tipos de paneles Mayoritariamente son de tres tipos y se clasifican según la estructura cristalina:

Silicio monocristalino. Ya explicados en 2.2. Fabricación de células monocristalinas. El color es monocromático: azul oscuro y con brillo metálico. El rendimiento sobre el 19% en modelos comerciales Silicio policristalino. Formado por el agrupamiento de cristales de Silicio. Tienen el aspecto de una amalgama de cristales de diferentes tonos azules y grises con un brillo metálico. El rendimiento no sobrepasa el 15% en modelos comerciales. El coste de fabricación de este tipo de células es inferior al anterior. Silicio amorfo. Ha desaparecido la estructura cristalina ordenada y el Silicio se ha depositado formando una capa fina. Sus colores son el marrón y el gris oscuro. Se utilizan calculadoras y otros pequeños objetos. El rendimiento no sobrepasa el 9% en modelos comerciales.

•••••••• •••••••• •••••••• Flg.2.22. Panel monocristalino, policristalino y amorfo.

2.7.1. Otros tipos de células Clasificación general:

Silicio

Cristalino

Monocristalinas Policristalinas Otras

Amorfo* Grupo II-VI (CIS, CdTe)* Compuesto

Grupo III-V (GaAS)*l Otras

* También en capa fina. *1 Alta eficiencia. Actualmente la utilización es, aproximadamente, del 91% en cristalinos, del 5% en amorfos y del 4% en Arseniuro de Galio, Teluro ... , Cobre-Selenio-Indio (C15 -CIGS), etc.

Células de capa fina También llamadas de película fina (Thin Film) por que se crean a través de una deposición del material y no a través del conexionado de células. Se pueden fabricar en cualquier medida y con procesos automatizados que reducen los costes. Permiten hacer módulos flexibles en materiales como cristal, plástico, acero inoxidable, etc. En lugar de los contactos superiores para captar los electrones se recubre de una capa de óxido conductor y transparente.

25

Unidad 2 . El panel solar'- - - -- -- - - - - - -- - - - -- - - -- -- - - - - -- - - - - -

Tabla resumen CÉLULAS

COMPOSICiÓN

VENTAJAS 50 veces más finas que las cristalinas y mayor absorción. En versiones multicapa eficiencias parecidas al 10% y en una capa al 5%.

DESVENTAJAS Degradación por ser expuestas al Sol durante un tiempo. Aunque en las multicapa es menor.

Silicio amorfo

Deposición de Silicio.

Sulfuro de Cadmio (SCd) y Sulfuro de Cobre (SCu,)

Azufre, Cadmio y Cobre.

Utilizan poco material y son de fácil fabricación. Rendimiento en industria de un 5%.

CIS (Cu In Se,)

Cobre, Indio y Selenio en una base de Sed.

Absorben el 99% de la luz. Fabricación en serie.

Cobre, Indio, Selenio, Galio y Azufre.

Se creó para mejorar la ClS. Aleación del Indio con el Galio y del Selenio con el Azufre. Eficiencia del 20% en el laboratorio y del 11% en fábrica. Fabricación en serie y sin contactos frontales.

Hay otras con mejor rendimientoo

Teluro y Cadmio.

Absorción de casi todo el espectro visible. Rendimientos alrededor de un 10%. La empresa First Solar está fabricando a nivel industrial.

El Cadmio puede ser perjudicial para la salud en su manipulación y ésto le está frenando, aunque con el Teluro deja de serlo.

Arsenio y Galio.

Rendimientos de hasta el 27-28%. Para equipos espaciales, ejército y sistemas de concentración solar. Gran absorción de radiación. Trabaja bien a altas temperaturas. Diferentes diseños, porque se pueden controlar los electrones y huecos.

Material raro Y escaso, se crea por fundición de otros metales. Tecnología poco avanzada y costosa.

CIGS (Cu (In, Ga) (Se, 5)2)

Teluro de Cadmio (CdTe)

Arseniuro de Galio (AsGa)

Degradación con el paso del tiempo, se está trabajando para solucionarlo. Bajo coste. La energía para generar corriente es débil.

Otras tecnologías Se investiga con sustancias orgánicas baratas como plásticos o polímeros, las moleculares. Producción económica e instalación sencilla por su flexibilidad. Tienen rendimientos menores al 6%, hasta el momento. También se está probando combinar elementos entre sí para aprovechar todo el espectro solar (ultravioleta, visible e infrarrojo), pudiendo llegar a una eficiencia superior al 50%. En octubre de 2010 ha habido un premio Nobel de física para los descubridores del Grafeno (obtenido del grafito, una forma del carbono y con el que se hace la mina de lápiz). Se han creado expectativas ya que han conseguido láminas de grosor de sólo un átomo y estables (también son flexibles, resistentes, conductoras eléctricas y térmicas). Se va a estudiar una nueva clase de material bidimensional con propiedades únicas. Para los paneles solares, además, tiene la ventaja de ser transparente.

Ejercicios 1. Buscar en Internet imágenes y las características eléctricas, compararlas con la tabla y actualizarla si es necesario.

2. Buscar información sobre paneles de otras tecnologias.


26

- - - - - - -- -- - - - - - -- -- - - - - - - - - - - - - - - --Unidad 2 . El panel solar

2.8. Parámetros eléctricos El funcionamiento de una célula solar o panel se representa mediante una curva característica I-V que define su comportamiento:

I(A) lec

1---------- --

Ip

Fig.2.23. Curva característica I-V de un panel solar.

-- -

-

----+-_ _ _ _ _ _ _ _--'-_ _. . V(V)

VpVca

Intensidad en cortocircuito (Ice

O

Isc )

Se produce a tensión cero y es la que medimos poniendo el amperímetro directamente a la salida de la célula o panel. Es mayor en función de la superficie y de la radiación luminosa. Para células de 10 cm de diámetro, su valor se aproxima a los 2,4 A para una radiación de 1.000 W/m 2 •

Tensión en circuito abierto (Vea Ó Voc ) Es la tensión que hay cuando no conectamos ninguna carga. Es la máxima que puede dar una célula. Su valor se sitúa alrededor de los 0,5 V.

Potencia de pico (Wp o Ppmp) Es la máxima potencia que puede suministrar una célula y se define por el punto de la curva I-V en que se consigue un valor máximo, los puntos restantes de la curva generan valores inferiores. Este punto máximo corresponde a una intensidad y tensión concretas, Ip y Vp. Siendo: Wp = Vp . Ip, Yunidades Wp (Watio pico)

Ésta se considera la potencia nominal y la que debería generar el panel en condiciones estándar.

Eficacia de conversión. Rendimiento (r) Relación entre la potencia que suministra la célula o panel por superficie y la irradiancia estándar.

Wp/S

1]=--

Wr Donde:

,., = Rendimiento. Wp = Potencia de pico. S = Superfície.

W, = Irradiancia estándar que vale 1.000 W/m 2 •

27

Unidad 2 . El panel solar- - - - --

-----------------------------

Para las células de Silicio monocristalino de laboratorio está alrededor del 22% o 24%, y disminuye hasta el 15% en células comerciales del mismo tipo.

Ejemplo ¿Qué rendimiento tendrá un panel cuadrado de 1,2 m por lado con una Ip = 7 A Y una Vp = 28,6 V?

Wp/S

28,6'7/1,2 2 1000

11----

Wr

138,88 1000

0,138=13,8%

Ejercicios 1.

Disponemos de un módulo fotovoltaico. Los datos del fabricante son los siguientes: -

Corriente en punto de máxima potencia 4 A.

-

Tensión en punto de máxima potencia 16,3 V.

-

Corriente de cortocircuito 4,60 A.

-

Tensión en circuito abierto 20,S V.

a) Encontrar la Wp del panel. b) Dibuja la curva característica V-I.

2. Tenemos un panel de 175 W, que mide 1,2 x 0,8 m. ¿Cuál es su rendimiento?

2.8.1. otros parámetros La tensión de circuito abierto (V) es fija y de unos 0,5 - 0,6 V por célula a partir de una irradiancia de 250 W/m 2 • La corriente generada depende de que haya más o menos irradiancia. La tensión disminuye al aumentar la temperatura por encima de 25 oc. Las células suelen estar unos 20 oC por encima de la temperatura ambiente. Se pierden unos 2,2m V;ac. La siguiente fórmula nos dice como saber la Vea real que tenemos:

T = temperatura real. Vca25" =Vea de la célula (la da el fabricante).

28

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -- - - - -Unidad 2· El panel solar

Ejemplo Un panel tiene 36 células con 0,6 V cada una. Decir la tensión que tendrá a 50 oc. a) Calculamos la tensión en cada célula: VCel (50°) = 0,6 - 0,0022(50-25)

=0,545 V

b) Ahora la del panel: Vea (50°)

=Vcel • 36 cel =19,62 V

c) Si el panel estuviera a 25 oC su tensión sería: Vca (25

oC)

=0,6 . 36 = 21,6 V.

Conclusión: se pierden 2 V. Si hay varios conectados en serie se nota.

Actividades

1. Explicar estas dos gráficas:

I(A) T3>T2>T1

1000W/m2

lec 1 lcc2

lec3

700W/m 2

1- -------__ 400W/m

T3

Vea

T2

T1

V(V)

V(V)

2. Un módulo solar de 60 células (en serie) y de 0,6 V cada una está a las siguientes temperaturas: a) En diciembre a las 14 horas y 25 oC b) En julio a las 14 horas y 55 oC Decir cuál será la Vca del panel en los dos casos.

29

_ - ' :ad 2 . El panel sola r- - - - - - - - - -- - - - - - - -- - -- -- - -- - - - - - - - --

Test 1. ¿De qué material, mayoritariamente, están hechos los paneles solares? a. Boro. b. Fósforo. c. Silicio. 2. ¿Qué lado de una célula queda expuesta al Sol? a. La zona p. b. La zona n. c. Es indiferente. 3. ¿Qué son los fotones? Partículas de ... a. luz. b. electricidad. c. las dos respuestas anteriores son correctas. 4. ¿Por qué se utiliza el material de la pregunta 1? Porque los fotones tienen una energía ... a. parecida a la de mover electrones en este material. b. mayor a la de mover electrones en este material. c. menor a la de mover electrones en este material. 5. Sobre las características del Silicio: a. Se encuentra en los granos de arena. b. Elemento químico muy abundante en la Tierra. c. Las dos respuestas anteriores son correctas. 6. Sobre la fabricación de una célula: a. El Silicio se deshace y se mezcla con el Boro, al solidificar es un cristal. b. Se cortan obleas de grosor entre 2 y 20 cm. c. Las dos respuestas anteriores son correctas. 7. A más contactos eléctricos sobre la oblea de Silicio se consigue: a. Menos radiación. b. Más corriente. c. Las dos respuestas anteriores son correctas. 8. En la fabricación de las células policristalinas: a. El control de temperatura será mayor. b. Habrá diferentes cristales de átomos ordenados. c. Las dos respuestas anteriores son correctas. 9. En un módulo solar: a. Las células están conectadas en paralelo. b. Las células están conectadas en serie. c. Las dos respuestas anteriores son correctas.

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -- - -- - - - - - - - - - U nidad 2 . El panel solar

10. Los valores eléctricos de las células que forman un panel han de ser: a. Diferentes. b. Iguales los de cada fila. c. Iguales en todo el panel. 11. El panel está formado por: a. Un vidrio templado, las células y la protección posterior. b. Además de lo anterior, unas capas encapsuladoras de los contactos eléctricos y las células. c. Además de lo anterior, una o dos cajas de conexión de intemperie.

12. El marco soporte: a. Lleva taladros, se hacen previamente para evitar romper el cristal. b. Puede llevar una conexión de toma de Tierra. c. Las dos respuestas anteriores son correctas. 13. El diodo de bloqueo evita: a. Que la batería se descargue hacia los paneles. b. Daños por sombras parciales. c. Las dos respuestas anteriores son correctas. 14. El diodo bypass evita: a. Que la batería se descargue hacia los paneles. b. Daños por sombras parciales. c. Las dos respuestas anteriores son correctas. 15. ¿Qué pruebas se realizan a los módulos, según normativa? a. Resistencia a la radiación ultravioleta, formación de puntos calientes y granizo. b. Funcionamiento en baja irradiación. c. Las dos respuestas anteriores son correctas. 16. ¿Qué paneles tienen un rendimiento mayor? a. Monocristalinos. b. Policristalinos. c. Arseniuro de Galio. 17. ¿Qué paneles son los más utilizados? a. Monocristalinos. b. Policristalinos. c. Arseniuro de Galio.

18. ¿Qué ventajas tienen las Thin Film? a. Se fabrican de forma automatizada reduciendo costes. b. No tiene contactos eléctricos y el panel capta radiación en toda su superficie. c. Las dos respuestas anteriores son correctas.

31

L., -

:2: 2 . El panel sola r'- - - - - - - - - - - - - -- - -- - - - - - - - - - - - - - - - - -

19. ¿Qué paneles se utilizan en equipos espaciales y militares? a. CIGS. b. CdTe. C.

AsGa .

20. ¿Qué nuevo material se ha descubierto y puede ser un avance para los paneles solares? a. Grafeno. b. Polímero. c. Teluro.

Práctica paneles

1. Constitución panel solar a) Coger un panel y decir de cuantas células está formado. b) Explica cómo está hecho el conexionado de las células y dibuja la conexión de 4 células (serie, paralelo o mixto).

2. Diodo bypass a) Dibuja el conexionado del panel junto con los diodos (abrir la caja de conexiones). b) ¿Se parece este esquema al que tenéis al final de la explicación del diodo bypass?

3. Parámetros eléctricos Material Célula o panel de entre 1 y 5 W, por ejemplo. Resistencia variable que aguante esta potencia. Montaje Para medir Vp e Ip tendréis que conectar la célula con la resistencia variable. Realización a) Salir al exterior y colocar la célula para captar la máxima radiación. Medir los valores eléctricos del panel. Para Vp e Ip tendréis que ajustar la resistencia hasta que encontréis los valores que den la máxima potencia (Wp). Nota: Es probable que salgan valores más bajos, porque haya poca irradiancia. b) Calcula la superficie de una célula y después el rendimiento (con los valores Vp e Ip obtenidos y la irradiancia de vuestra zona). c) Calcula el rendimiento para un panel con 36 células de este tipo.

Unidad 3

Componentes de la instalación


Baterías.

3.4

Cargas de consumo .

3.2

El regulador.

3.5

Elementos de monitorización.

3.3

El inversor, ondulador o convertidor.

-- :ad 3 · Co~ponentes de la

instalación ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

3.1. Baterías

Recuerda ••• Las baterías se usan en cargas y descargas de duración diaria, no descargas rápidas como en los coches, por eso no se recomiendan de este tipo. Se usan las estacionarias o de ciclo profundo de Plomo-Ácido, ya que las de Níquel o Litio son más caras. En las descargas se pierde Plomo y en la carga electrolito, lo cual reduce su vida útil. Suelen ser de 6 vasos o elementos de 2 V, conectados en serie, que dan los 12 V.

Las baterías dan una energía constante aunque los paneles capten a intervalos. Pueden su~inistrar una potencia ~ás alta, co~o en el arranque de fluorescentes o ~otores. La capacidad dependerá de la radiación solar; por tanto, poner baterías cuanto ~ás grandes ~ejor no sirve, porque no se llenarán y se producirá sulfatación en

ellas; se han de calcular. El uso suele ser constante, con cargas y descargas de duración diarias. No suele haber descargas rápidas co~o en los coches, por eso no se reco~iendan de este tipo. Las baterías ~ás utilizadas son las estacionarias o de ciclo profundo. La ~ayoría de Plo~o-Ácido, ya que las de Níquel o Litio son ~ás caras. Co~o desventajas pode~os decir que au~enta el coste, el ~anteni~iento y hace ~ás co~pleja la instalación.

3.1.1. Funcionamiento Las baterías funcionan acu~ulando y cediendo energía eléctrica por una reacción quí~ica.

Durante la carga, la energía eléctrica se transfor~a en quí~ica yen la descarga al revés. El proceso se produce entre dos placas de metal - electrodos- y un líquido

con carga eléctrica -electrolito- que se descompone para producir corriente durante la descarga yola inversa en la carga.

Ejemplo del proceso de carga y descarga

Densidad 1 ,24

Densidad 1,18

D€nsidad 1,10

Densidad 1,18

Densidad

1.10

Densidad

1,24

Fig.3.1. ::lescarga y carga je la batería.

Estado batería 1- Cargada 2- En descarga 3-4 Descargada

Electrolito Máxi~o Míni~a

ácido agua

Baja el ácido Sube el agua Míni~o Máxi~a

ácido agua

Placa negativa Plo~o

Dióxido de Plomo

esponjoso

Baja el Plo~o Sube el Sulfato de Plo~o

Baja el Dióxido de Plomo Sube el Sulfato de Plo~o

Míni~o Plo~o

Míni~o Dióxido de Plo~o Máximo Sulfato de Plomo

Máxi~o

Sulfato de Plomo

5- En carga

Sube el ácido Disminuye el agua

Sube el Plomo Baja el Sulfato de Plomo

Sube el Dióxido de Plomo Baja el Sulfato de Plomo

6- Cargada

Máximo ácido Mínima agua

Plomo esponjoso

Dióxido de Plomo

Explicación: Descarga ~

Pb02 + Pb + 2S04 H2

...- - - Carga

34

Placa positiva

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ Unidad

Recuerda ••• La cantidad de energía que se obtiene en una descarga es la capacidad y se mide enAh. Los tiempos de descarga suelen ser 10, 20 Ó 100 horas, 55 Ah C 20 -7 Se descarga en 20 h. En descargas lentas la capacidad es mayor. Con descargas superficiales, sobre el 25%, se alarga la vida de la batería.

3·

Co~ponentesde

la instalación

En la descarga, el ácido se transfor~a en sulfato de Plo~o en las placas y dis~inu ye el grosor de éstas. Cuanto ~ayor sea el grosor ~ás capacidad tiene la batería. En la carga, el ácido vuelve al electrolito, el Plo~o y dióxido de Plo~o a las placas. En el proceso hay pérdidas de Hidrógeno y Oxigeno que hacen necesario reponer el agua perdida. En las descargas se pierde Plomo y en la carga electro lito, limitando la vida de los acumuladores.

Constitución de la batería Las baterías se for~an de celdas, vasos o elementos, que tienen una tensión de 2 V (las de Níquel no). Un acu~ulador de 12 V corresponde a 6 vasos conectados en serie. Las monoblock son estructuras donde se agrupan los vasos y pueden ser cerradas o abiertas. Éstas últi~as necesitan ~anteni~iento del electrolito. Otra opción es con vasos independientes, que suelen tener la carcasa translúcida para poder ver el nivel del electrolito. Después se co~binan en serie y paralelo entre ellos. Tienen ~ayor capacidad que las ~onoblock.

"ISUNUGHT

TUDOR . . .

I

-

11

Fig.3.2.

1I

'

Sunlight de vasos abiertos. Heycar monoblock cerrada. Tudor mopnoblock abierta.

.~.

.

~

-

3.1.2. Características a) Capacidad nominal (e). La cantidad de energía que se obtiene en una descarga. Se ~ide en A~perios-hora (Ah).

C = Intensidad· Tiempo descarga = Ah Se ~ide a una temperatura de 25 oC y se considera la batería descargada a 1,8 V I vaso (10,8 V, batería 12 V).

Tiempo y régimen de descarga: La capacidad se suele referir a lO, 20 ó 100 horas. La no~enclatura es:

55 Ah C20 -7 C20 el tiempo de descarga son 20 horas. La corriente es el régimen de descarga, que varía según el tiempo de descarga:

...

13.0

12,0

I

~

'"'---

-- r-- ~

:E 1'1 .0

~

"\

4)

o ~ 10.0

110A

9.0

:'o!.. ,

-'t--

~ :::::; r--. t--..

\ 1l\,. ~ .~ \

....... .

~

'

.

\ \ .---

\

~

''':::

-.

...-;¡ ,....--~~ .?3A' ' _"- " L~9A'

SA J. . IA

I I I

I

8.0

Fig.3.3. Descarga de una batería de 55 Ah C 20 a diferentes regímenes.

,.t5.-\ I

I I

o

O 1

2

J~_'~b~

3

510 m 'n

20 30

60

2 3

5

10

20 30

h

35

Si anotamos los valores y calculamos la capacidad en cada caso obtenemos: Tiempo de descarga

lh

Régimen de descarga

11

Capacidad descargada a 10,8 V

=35,1 A

35,1 Ah

10 h

5h 15

=9,23 A

110

46,15 Ah

=5,2 A

20 h 120

52 Ah

=2,75 A 55 Ah

Con descargas lentas la capacidad es mayor. Para saber la capacidad con otro tiempo de descarga, existen unas fórmulas de cálculo:

Ejemplo Compramos una batería de 100 Ah en C20 , ¿cuál será su capacidad en C100 ? C10/C 20

::::

1,25 -7 C100

=1,25 . C20 =1,25 . 100 =1,25 Ah

-7 125 Ah C100

b) Profundidad de descarga (Po)' La capacidad que se puede descargar respecto a la nominal. Hay acumuladores de: Descarga superficial. Descargas entre 10 y 15% normalmente, pudiendo llegar al 40-50%. Se utilizan en equipos de telecomunicaciones. Descarga profunda. Descargas entre un 20 y un 25% normalmente, pudiendo llegar al 80%. Son las utilizadas en fotovoltaica. c) Vida útil en ciclos. Un ciclo está formado por una carga y una descarga. A mayor profundidad de descarga, menos ciclos de vida tiene la batería. 120

100

¡:. ~ '13 ll:l

Q.

ll:l

80

60

.---:=

\ ~ ,---- r----\

'"

H ~ DO.D.

U

40

'"

Sff: ~

[>o. )

~-

~~

3~'o D~pth

r--

oC u charg!:

20 Fig.3.4. Ciclos según descarga (000: Profundidad de descarga).

I

O

200

400

600

800

1000 1200

1400

Number of cycfes(cycles)

En la gráfica, de una batería AGM (la veremos), se ve que si trabajan en funcionamiento normal se podrán hacer unos 1.300 ciclos. Las baterías pierden un 10% de capacidad en la mitad de su vida y otro 10% hasta que dejan de funcionar, se ha de tener en cuenta para aplicaciones muy seguras.

Estas tres características las da el fabricante. Resumiendo: Mayor capacidad si la carga y la descarga es lenta. Si se descargan sobre el 25% habitualmente, alargamos la vida de las baterías.

36

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~U nidad

3

·Co~ponentesde

la instalación

Ejercicios 1.

Di qué batería de las tres es ~ayor:

a) 125 Ah ClO

b) 140 Ah c40 c) 160 Ah ClOO

2. ¿Cuál es la capacidad de la batería para C10? ¿y para C/ 120

lOO

¡ :; OC) i!; Q.

lit

80 60

o

~

---------

\ -~ ~

1 ~ 1).O.D.

40

" S~~

0 .0 )

I I

r-_

~ .......... 30% Depth of lscharg

20 I

Flg.3.4. Gráfica de descarga de la batería.

3.

O

200

400

600

1000 1200

800

1400

Number of cycles{cycles)

Di, para la gráfica de batería anterior, cuantos ciclos es capaz de hacer si se descarga:

a) A150% b) Al 100%

3.1.3. Cálculo de la batería a) Lo pri~ero es saber el consu~o de la instalación. Supone~os una casa con las siguientes cargas eléctricas:

Servicio

Unidades

Potencia (W)

Horas/dra

Consumo diario (Wh/día)

Lámparas de bajo consumo

8

10

2,5

200

TV

1

60

2

120

Frigorífico

1

200

6

1.200

Lavadora

1

400

0,75

300

670

Energía diaria, ED

1.820

Potencia total, PT

b) La Eo se convierte a Ah que es la unidad de la capacidad y le llamamos Lo' consu~o diario (Load daily).

Lo=Eo/V V = Tensión de la batería (al dividir Wh entre V nos da Ah). Si las baterías son de 12 V, el consu~o diario es de:

Lo =Eo/ V =1.820/12 =151,66 Ah / día c) Se ha de tener en cuenta los días de autono~ía para la batería y los consu~os de la instalación:

37

Unidad 3

·Co~ponentesde

la

instalación ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Autono~ía ~íni~a

(A): 3 días*, tie~po en el que la batería dará energía y

no recibirá. Consu~o regulador y batería un 20% de su potencia ~ I1 rb = 80% Consu~o inversor un 15% de su potencia ~ l1¡nv

=85%

*Según el Instituto de Diversificación y Ahorro Energético, IDAE. d) Ta~bién se ha de incluir la profundidad de descarga (Po)' Es la parte útil, que de ~edia será un 70%. La fór~ula queda:

e

e=

Lo'A Po'l1rb 'l1inv

Lo'A Po 'l1 rb 'l1inv

955,84Ah

151,66·3 0,7·0,8·0,85

d) Para el cálculo del tie~po de descarga (e): He~os de saber el tie~po diario de consu~o

(t o) y nos lo da la fór~ula:

71h/d'la t o -_ Eo -_1820Wh/dia -2 - ,

t o =EoPr

Pr

670W

Ahora ~ultiplica~os por los días de autono~ía y ya lo tene~os:

ex = t o · A

~

ex = 2,71 hjdía . 3 días = 8,13 h

~ Será

e

10

Esta vivienda necesita una batería de 955,84 Ah C10 ' e) Elección de la tensión de las baterías: Se ha de intentar que la intensidad de los paneles hasta el regulador/batería no supere los 50 A. Se reco~ienda: En caravanas, e~barcaciones o pequeñas casas, 12 V (es la ~is~a que en los accesorios de auto~óviles). Sería para una potencia de hasta 800 Wp (el panel trabaja a unos 18 V, lo que da una corriente de 44 A). De 800-1.600 Wp, la corriente es elevada con 12 V Y hay pérdidas en los conductores. Por lo que se au~enta la tensión a 24 V. De 1.600- 3.000 W, tensiones de 48 V. Para potencias superiores se puede au~entar la tensión (con ~ás baterías en serie). Ta~bién se puede poner un convertidor de continua (a veces va en el regulador). Su función es pasar de una tensión alta a una ~ás baja. Este dispositivo per~ite una configuración de paneles a tensión ~ayor, por tanto ~enos intensidad. Al llegar al regulador es cuando baja la tensión y sube la corriente (~anteniendo la potencia, se explica en el punto 3.2. apartado e).

Ejercicio 1. Calcular la batería necesaria para un Recinto de Infraestructura de Teleco~unicaciones Superior, RITS, de un edificio. Está for~ado por: Servicio

Unidades

Potencia (W)

Horas/día

1

24W

12

1

15W

12

1

60W

1

Fuente de . ali~entación

A~plificador

satélite lIu~inación

Potencia total, PT

38

Energra diaria, Eo


~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~Unidad

3·

Co~ponentesde

la instalación

3.1.4. Otras características a) Capacidad útil. La capacidad utilizable de la batería. Es el producto de la capacidad y la profundidad de descarga (POma). b) Estado de carga (EC o SOC, State of Charge). Cociente entre la capacidad en ese y la capacidad no~inal.

~o~ento

c) Auto descarga. La energía que pierden al estar inactivas (circuito abierto) . Depende del tipo de batería y se ~ide a 25 oc. Se indica en % ~es (respecto la capacidad no~inal).

Ejercicios 1. Una batería estacionaria de 100 Ah C20 tiene una profundidad de descarga del 80%. ¿Cuál es su capacidad útil?

2.

La batería anterior tiene ahora una capacidad de 75 Ah, ¿cuál es su estado de carga?

3. ¿Cuánto tarda

una batería en descargarse si tiene una auto descarga del 5% y una PO max = 70%?

d) Tensión de las baterías. Valores en los que la batería se considera cargada o descargada (para 12 V): Conectada al generador

Circuito abierto

14-14,4 V (2,35 V/Vaso)

12,6-12,8 V (2,13 V/Vaso)*

Conectada a la carga

Circuito abierto

10,5-10,8 V (1,5 V/Vaso)

11,8-12 V (2 V/Vaso)

Batería cargada

Batería descargada

*AI acabar de cargarse son 13,2 V Y caen lenta~ente hasta 12,6 V. e) Temperatura. Afecta a la tensión y a la capacidad. Los valores co~erciales de las baterías vienen dados a 25 oc. e.1.) Tensión. A bajas te~peraturas la batería necesita ~ás tensión para cargarse ya la inversa.

;;N

3'

~

~

......

tU

15.8 t5:fJ

2.5

14.4 13.8 23 132 2.2

Fig.3.5. Relación temperatura-tensión.

- tO

o

10

2{}

30

Ambient temperatu rerC) El valor ideal es a 25 oc. Para -10 oC la tensión es de 14,4 - 15,6 V Y a 50 oC es entre 13,2 - 13,8 V. Si no se tiene en cuenta la te~peratura, la batería no se cargará del todo o se sobrecargará, reduciendo su vida útil. El regulador controla los ca~bios de temperatura.

39

La tensión varía -2,2 mV / oC, por tanto: Vcelda (T) = Vcelda (25 OC) - 0,0022 . (T-25)

e.2.) La capacidad. A bajas temperaturas disminuye y a la inversa (al revés que la tensión). En la siguiente gráfica vemos que a -10 oC queda un 80% de capacidad. 120 100

Capacidad (%)

80

/

eo

~

~

40

20

Fig.3.6. Curva capacidad-temperatura.

o .2()

-10

o

10

20

30

40

so

Temperatura (OC)

Para solucionarlo, a bajas temperaturas cogeremos un acumulador mayor. A continuación se muestra un posible cálculo.

Ejemplo Una batería de 100 Ah a-10°, le quedan 80 Ah -7 80%. La batería equivalente a-lO ° es: Ceq = C/C (%r 10 •C = 100/0,80 = 125 Ah

Porque de este valor aprovecharemos el 80%, que es 100 Ah. El campo solar también se tendrá que aumentar, ya que ponemos una batería mayor y se ha de poder cargar al completo. Si la batería está poco cargada puede llegar a congelarse.

Ejercicios 1. En verano el repetidor llega a estar a 40 oc. ¿Qué tensión necesita la batería para cargarse correctamente? ¿Ya 25 OC? 2. Di la tensión a la que estará cargada una batería para 60 oc. 3. Un repetidor necesita una batería de .100 Ah a 25 oC pero llega a temperaturas de -20 oc. Calcula la batería adecuada.

4. La batería del cálculo anterior a 25 oC, ¿cómo funcionará?

f) Conexionado de las baterías. Han de ser de las mismas características eléctricas y estar en el mismo estado de carga, para evitar problemas en el funcionamiento global.

40

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~U nidad

+

3·

Co~ponentesdela

instaladón

24Vy 100Ah

Fig.3.7. Conexionado de las baterías. Serie (negativo a positivo). Las tensiones se su~an, consiguiendo baterías de 4, 6, 12 V, etc. Es reco~endable en cada cadena serie poner un fusible de protecdón. Paralelo (positivo a positivo, negativo a negativo). Las capacidades de las celdas se su~an. Intentar que el cableado sea si~étrico y las baterías sean igual de antiguas. No se recomienda esta conexión ya que es difícil que las baterías tengan sie~pre los ~is~os valores eléctricos. g) Sobrecarga. A partir de cargas superiores a 2,35 V (14,1 V) e~piezan a gasificar ya que el electrólito se desco~pone. A veces los tapones de las baterías están quitados para liberar estos gases de for~a natural y reponer el agua perdida. Si no está controlada la sobrecarga se perderá el agua y se produdrá oxidación o corrosión en el electrodo positivo. h) Sobre descarga. En los bornes se for~an cristales de sulfato que ya no se pueden volver a desco~poner, provocando una dis~inución de la capacidad de la batería. Es lo que se conoce co~o sulfatación. Ta~bién sucede si la batería está durante tie~po descargada. i) Densidad de los acumuladores. Al descargarse la batería, el agua pierde la acidez y se convierte casi en agua destilada que tiene una densidad de 1 gr/c~3. Cargada la batería, tiene una densidad de electrolito aproxi~ada de 1,24 gr/c~3. Los fabricantes suelen dar una tabla que reladona la carga de la batería con su densidad, a ~odo de eje~plo:

Recuerda ••• Según la temperatura, la tensión de carga de la batería cambia. A temperaturas bajas, la capacidad disminuye. La sobrecarga produce corrosión en el electrodo positivo.

Densidad electro lito (g/cm 3 )

Carga batería

1,24

100

1,23

94

1,22

88

1,21

82

1,20

75

1,19

69

1,18

62

1,17

56

1,16

50

1,15

45

1,14

39

1,13

33

1,12

28

1,11

24

1,10

20

La sobredescarga produce sulfatación en el fondo de la batería.

41

Unidad 3·

Co~ponentesde

la

instalación~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Ejercicios 1. Con baterías de 12 V Y 25 Ah se quiere conseguir un grupo de 36 V Y 100 Ah. Haz el conexionado. 2. Una batería tiene una densidad de 1,16 g/C~3, ¿qué carga tiene?

3.1.5. Tipos de baterías Las características que han de tener son: Baja auto descarga. Poco

~anteni~iento.

Fácil transporte e instalación. Larga vida. Tipos: Plo~o-Ácido. Níquel-Cad~io.

Níquel-Metal Hidruro y Litio. Las primeras son las más utilizadas, ya que se adaptan a cualquier corriente de carga y son ~ás econó~icas. Las de Níquel-Cad~io son ~ejores pero bastante ~ás caras.

a) Baterías Plomo-Ácido. El ácido puede ser de: Plo~o-Anti~onio. Plo~o-Selenio.

Plomo-Calcio.

".Mi .. ,.'.. . ;. . \

Fig.3.8. Estacionaria, monoblocks: abierta, gel y AGM.

Las ~ejores son las estacionarias, de Plo~o-Anti~onio (Pb-Sb). Son de ciclo profundo (mayor descarga). Se fabrican, mayoritariamente, en vasos. Se les deno~ina OPzS porque al ~enos la placa positiva es de tipo tubular y contiene ~ás ~ateria activa, asegurando una larga duración. Las baterías monoblock abiertas. Son de una calidad inferior y de menor capacidad . Buen uso para ciclos ~edios y ~ás econó~icas. Las baterías de gel vienen selladas, sin ~anteni~iento y el electrolito está in~ovi lizado. Pueden ser monoblock o de elemento. El gel es el ácido sulfúrico con una sílice especial (Si0 2 ).

42

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~Unidad3· Co~ponentesdela

Recuerda ••• Estacionarias: PlomoAntimonio (Pb-Sb), ciclo profundo y más duración pero son las más caras.

instalación

Durante la carga en el gel se producen unas grietas que per~iten la reco~binación de los gases liberados y así se evita el uso del agua. Tienen ~enos profundidad de descarga. Se cargan con un poco ~enos de tensión, se ha de tener en cuenta en el regulador. Su duración en a~bientes calurosos está entre 4 y 6 años . Las baterías AGM (Absortion Glass Mat, fibra vidrio) son ~onoblock, selladas y pueden tener una válvula de regulación de presión (para la carga).

Monoblock abierta: bien en ciclos medios.

En el interior de las mallas de fibra de vidrio está el electrolito y se intercalan entre las placas de la batería.

Baterías de gel: selladas, sin mantenimiento, menor profundidad de descarga, se cargan con un poco menos de tensión.

No tienen pérdida de agua y per~iten una ~ayor descarga que las de gel, tienen una ~ayor resistencia ~ecánica, son las ~ás resistentes. Se pueden instalar en cualquier posición.

Baterías AGM: selladas, mayor descarga que las de gel, son las más resistentes y se pueden instalar en cualquier posición. Las estacionarias pueden llegar a capacidades de 4.000 Ah Y las Monoblock a 400 Ah .

Características Capacidades de 1 a 4.000 Ah. Las baterías ~onoblock hasta unos 400 Ah. Necesitan ~anteni~iento (las cerradas no). Necesitan ventilación y protección contra a~bientes corrosivos (ácido) y explosivos (desprendi~iento de Hidrógeno en la carga). Peso y tamaño grandes. Tienen una baja densidad energética (energía que acumulan respecto al peso), alrededor de 40 Whjkg. b) Baterías Níquel-Cadmio. Ventajas respecto a las anteriores: Mayor descarga, llega hasta el 80-90%. Tensión por celda 1,2 V. Más ciclos de trabajo, ~ás duración. A te~peraturas bajas, si el electrolito se congela, al deshiele vuelve a funcionar. Pueden quedarse sin agua, que al volverles a poner, se recuperan. No tienen gases corrosivos y pueden ir en el ~is~o ar~ario que los aparatos electrónicos que ali~entan.

... ... - --..~.

••

,,Fig.3.9. Níquel-Cadmio. c) Baterías Níquel-Metal Hidruro (Ni-Mh) y Litio. El Metal Hidruro es Hidrógeno con un ~etal y junto a las de Litio (Li) están destacando en el ~ercado. Se usan en aplicaciones críticas, de baja potencia y portátiles. Tienen una alta densidad energéti'ca y las primeras son una alternativa a las de Cadmio, que es tóxico y perjudicial para el ~edio a~biente. Las de Litio son ~ás caras, pero tienen hasta cuatro veces ~ás densidad energética y per~ite un ~ayor nú~ero de ciclos.

43

Fig.3.10. Ni-Mh.

Otras características: El electrolito es alcalino (Litio, Sodio, Potasio, etc.). Baja auto descarga. Alto rendimiento en temperaturas extremas. Bajo mantenimiento. Se fabrican abiertas o selladas.

Flg.3.11. Litio.

44 .

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~U nidad

3·

Co~ponentesde

la instalación

a) Tensión 1. Medir en

las baterías de vuestro taller la tensión y decir cuál está cargada y cual no.

2. La que esté cargada conectarla al cargador y mirar la tensión. ¿Es la misma que cuando la medimos sin el cargador?

3. La descargada conectarla a la carga y ~irar la tensión. ¿Es la

~is~a que cuando la ~edi~os sin la carga?

b) Densidad 1. Medir la densidad de las baterías del taller y decir cuál

es su estado de carga.

e) Datos técnicos A partir de la hoja de datos de una batería de Plo~o-Ácido responde a las siguientes preguntas:

1. Di de qué tipo de batería se trata (de vasos o monoblock y electrolito líquido, gel o fibra). 2.

La capacidad nominal y cuál será para descargas a C20 y C100 •

3. La tensión nominal (V). 4.

El número de ciclos de vida (Expected Cycle Lije) de la batería . ¿Para qué profundidad de descarga PD?

5.

En las gráficas, mira la de número de ciclos de descarga y responde: ¿Cuántos ciclos dura la batería si se descarga un 20%? ¿y si lo hace un 80%?

A mayor profundidad de descarga, el número de ciclos es _ _ _ _ _ _ _ _ __

6. La auto descarga (Self-discharge), ¿qué valor tiene? Si miráis en la gráfica, ¿a qué T corresponde? Dar los valores aproximados para un mes y a las te~peraturas de lO, 20 Y40 oc. A partir de las gráficas:

7.

Las baterías, cuánto tiempo de servicio (Service Life, en años) pueden tener a las siguientes temperaturas: 20 oC: _ _ _......,....-_ _ _ _ 25 oC: _ _ _ _ _ _ _ _ 40°C: _ _ _ _ _ _ _ _ __

Conclusión: _~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~_

8. A -20 oC ya 40 oC, ¿qué capacidad tiene la batería? Conclusión: _~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~____

45

Unidad 3·

Co~ponentes

de la

instalación ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Test 1. A la hora de co~prar una batería: a. Hare~os el cálculo. b. Que tenga bastante capacidad. c. Todas las respuestas son correctas. 2. Las baterías: a. Son de descargas lentas y frecuentes. b. Son caras pero hacen ~ás sencilla la instalación.

c. Son baratas pero hacen ~ás co~pleja la instalación.

3. Les baterías están for~adas por: a. Dos electrólitos y un electrodo. o. Dos electrodos y un electrólito. c. Vasos o ele~entos de 1,2 V cada uno.

4,. E .la carga de la batería: a. La energía eléctrica se transfor~a en quí~ica. b. La energía química se transforma en eléctrica.

c. Hay pérdidas de agua en el electrolito. 5. La vida de las baterías está limitada por el: a. Dióxido y sulfato de Plo~o perdidos. b. Plomo y el electrolito perdidos. c. Todas las respuestas son correctas. 6. Les baterías monoblock: a. Se forman uniendo vasos. b. Sólo pueden ser cerradas. c.

Pueden ser abiertas o cerradas.

7. Una batería de 12 V, ¿cuántos vasos tiene?

a. 3. b. 6.

c. 12. 8. Tienen mayor capacidad cuando se cargan/descargan: a. Rápido. b. Normal. c.

Lento.

9. Las ~ás utilizadas en fotovoltaica son las de: a. Descarga superficial. b. Descarga profunda o estacionarias. c. Todas las respuestas son correctas.

46

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~U nidad

3 . Co~ponentes de la instalación

10. ¿Cuándo dura ~ás una batería? Con descargas ... a. Poco profundas. b. Superiores al 50%. c. Superiores al 80%.

11. La vida de una batería se mide por el número de: a. Ciclos. b. Cargas. c. Descargas.

12. ¿De qué depende la elección de la tensión de la batería? a. De los paneles que haya en serie. b. De los paneles que haya en paralelo. c. De la potencia de la instalación.

13. Una batería de 100 Ah está 3 meses sin conectar y su autodescarga es del 3%. ¿Qué capacidad le queda? a. 91 Ah. b. 94 Ah.

c. 97 Ah. 14. A mayor temperatura, las baterías se cargan a una tensión: a. Más baja. b. Igual. c. Más alta. 15. A mayor temperatura, la capacidad es: a. Menor. b. Igual. c. Mayor. 16. ¿Qué conexionado de baterías no se recomienda? a. Serie. b. Paralelo. c. Todas las respuestas son correctas. 17. En una sobrecarga, la batería: a. Saca gases, se pierde agua y puede producir corrosión en el borne positivo. b. Forma cristales de sulfato, se conoce como sulfatación. c. Explota. 18. En una descarga excesiva, la batería: a. Saca gases, se pierde agua y puede producir corrosión en el borne positivo. b. Forma cristales de sulfato, se conoce como sulfatación. c. Explota.

47

Unidad 3·

Co~ponentesde

la

instalación ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

19. La densidad del electrolito es ~ayor cuando la batería: a. Está descargada. b. Está en reposo. c.

Está cargada.

20. Las baterías ~ás utilizadas son de: a. Plo~o y Ácido. b. Níquel y Cad~io. c.

Litio.

21. Las ~ás utilizadas, de las

estacionarias, son de:

a. Vasos. b. Monoblock sellada. c.

Monoblock abierta.

22. Las que tienen ~ayor capacidad son las de: a. Vasos.

b. Gel. c. Fibra de vidrio.

23.

Les baterías de gel: a. No necesitan

~anteni~iento.

b. Se cargan con ~enos tensión que las de líquido. c. Todas las respuestas son correctas. 24. Las baterías de Níquel-Cad~io: a. Cada vaso es de 1,2 V. b. Si se quedan sin agua son recuperables. c. Todas las respuestas son correctas. 25. Las baterías NI-Mh y Litio: a. Mayor densidad energética. b. Buen rendi~iento a te~peraturas extre~as. c. Todas las respuestas son correctas.

48

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ U nidad

3·

Co~ponentesde

la instalación

3.2. El regulador Se encarga de controlar las cargas y descargas de la batería, protegiéndola yevitando averías. Ta~bién evita que la corriente no vuelva hacia los paneles, durante la noche, gracias a un diodo que hace esta función. Paneles

Regulador Cargas

-L Baterías

l

Fig.3.12. Conexiones del regulador.

Fig.3.13. Reguladores comerciales.

Funcionamiento básico El panel envía energía al regulador y éste vigila el paso de corriente que entra en la batería y sale hacia el consu~o.

a) Funciones Al detectar que la batería está cargada dis~inuye o corta el paso de corriente. Detiene la salida de corriente en la batería si la tensión es baja. Monitoriza infor~ación de la instalación: valores de tensión, de corriente, estado de carga, etc. Regula la tensión de carga, a partir de la te~peratura. Alar~as: lu~ínicas

o sonoras. Avisan de sobrecarga o descarga.

b) Características Tensión nominal. Los valores ~ás usuales son 12, 24 ó 48 V. Intensidad nominal. La intensidad del ca~po FV que puede ~anejar el regulador suele coincidir con la de la línea de consu~o.

c) Constitución Existen dos tipos:

Fig.3.14. Reguladores en serie yen paralelo o Shunt.

49

Control sobrecarga

Serie

Paralelo

El interruptor tiene la capacidad de interrumpir la carga a la batería. No disipa potencia.

Un disipador térmico disipa la potencia que sobra de los paneles, provocando pérdidas en forma de calor. Ésto hace que se utilicen sólo para aplicaciones pequeñas.

Control sobre descarga

Interrumpe el consumo.

Descarga batería - paneles

Si el interruptor es electrónico (transistor) no necesita diodo.

Se necesita un diodo interno.

Además incluyen amperímetro, voltímetro y sensor de temperatura. d) Generalidades Actualmente van con microprocesador convirtiéndose en los gestores del sistema. Permiten ajustar la capacidad de la batería, elegir tipo de batería (líquido, gel, etc.), etc. Cada regulador nos dice cual es el orden de conexionado de los elementos. Usualmente es baterías, paneles y carga. Incorporan protecciones contra inversión de polaridad, cortocircuito, sobreintensidad y sobretensión.

e) Seguidor del punto de máxima potencia (MPPT) Al conectar el módulo con el regulador-batería, la tensión que tendremos será de 12 a 15 V, que es la de carga de la batería (conexión en paralelo) y, en cambio, los paneles trabajan entre 18 y 21 V. La potencia de la gráfica es de 20 W, pero para 12 V es de 16 W (perdiendo un 20%).

I(A)

Fig.3.15. Curva V-I y potencia.

12

15

18

20

V(V)

La solución es un convertidor continua-continua entre panel y regulador que baja la tensión en el regulador y sube la corriente (manteniendo la potencia). Además, se adapta a los valores de tensión y temperatura de la batería (cargada o descargada). De esta forma el panel siempre puede generar a la máxima potencia.

Se conoce por seguidor del punto de máxima potencia, MPPT. Por su coste, se utilizan en instalaciones relativamente grandes. Hay algunos reguladores que lo tienen incorporado, pero se encuentra más en inversores en las instalaciones de conexión a red.

f) Modo de regulación Es la forma en que la batería se carga o descarga. Puede ser en 2, 3 ó 4 etapas:

50

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~U nidad

3 · Co~ponentesde la instalación

Tensión {V}

15V 14,7V 14V 13,5V Salida Flotación

12,5V

Fig.3.16. Etapas de regulación.

Tiempo

Etapa inicial, profunda o de carga. Entra toda la corriente de los paneles hasta que la tensión llega a un valor prefijado (alrededor de 14 V). El regulador per~ite progra~ar el valor final de tensión y la capacidad de la batería. Si no se hace, viene con unos valores estándar de fábrica. La corriente inicial de carga es 0,1 C ó 0,2 C a~perios. Siendo C la capacidad de la batería . Entrará en esta fase cuando la batería esté descargada por debajo de flotación (lo ve~os). eli~inar el sulfato, instalado en las placas durante la descarga anterior, se fija una tensión un poco ~ás alta (sobre los 14,7 V) durante un tie~po pero con una corriente ~enor.

Etapa de absorción. Para

Etapa de flotación. Después de la de absorción, se deja descargar la batería hasta unos 13,5 V. Aquí el regulador se activa entre dos valores de tensión (13,5 V Y otro 0,1-1 V por enci~a). Cuando se llega a un valor míni~o de flotación (~ás o menos 12,5 V) se vuelve a la etapa profunda. En esta etapa se controla la corriente de entrada y se evita el sobrecalenta~iento. Ta~bién consegui~os un valor de carga elevado.

Etapa de ecualización o igualación. Periódica~ente (o después de un bajo estado de carga) se aplica una ligera sobrecarga controlada, por enci~a de la tensión de absorción, durante unos 30 ~inutos.

Recuerda ••• El regulador controla las cargas y descargas de la batería, lleva un procesador que gestiona toda la instalación. El orden de conexio-

nado suele ser: batería, panel y carga . El MPPT (seguidor de potencia) trabaja a la tensión de máxima potencia del panel y luego la convierte a la tensión de la batería, aumentando la corriente y manteniendo la potencia. Se instala más en inversores con conexión a red.

Se inhibirá el control del regulador si no tiene esta etapa incluida, ya que si no, supone que está cargada y pasa a flotación. Los pri~eros reguladores iniciaban la recarga alrededor de los 12,25 V hasta que llegaban a los 14 V (2,34 V por vaso), éste era todo su funciona~iento. Estaban en un pro~edio de carga alrededor del 60%. Hasta hace poco tie~po eran de etapa inicial y de flotación. Consiguiendo un prode carga alrededor del 90%.

~edio

La últi~a técnica es la de modulación por anchuras de pulsos (PWM). Ha mejorado la etapa de flotación (varia el ancho de los pulsos con transistores, tie~pos ON / OFF diferentes). Consigue valores de carga cercanos al 95%. Ventajas: se alarga la vida de la batería porque las descargas son bajas y se aprovecha ~ás la energía de los paneles ya que la batería está ~ás tie~po en proceso de carga.

51

Unidad 3·

Co~ponentesde

la

instalación ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Ejercicios 1. Haz el esque~a básico de conexionado. 2. Definición del regulador.

3.

Di cuáles son sus funciones.

4. ¿Con qué valores de tensión trabaja? 5. Qué tipo de regulador sirve para potencias ~ás grandes y por qué. 6. Explica la regulación de la carga de una batería en 4 etapas. ¿Cuáles son las ventajas de este proceso?

Práctica regulador 1. Funcionamiento básico 1. Dibuja o consigue el frontal del regulador, traza el conexionado de entradas-salidas y señala las partes de las que consta.

Fig.3.17. Regulador. 2. Describir la función que realizan cada uno de los leds indicadores.

3. ¿Qué indican cada

uno de los pulsadores/interruptores?

2. Instalación y configuración a) Mira en el

~anual el orden de conexionado/desconexionado en el regulador y anótalo.

b) ¿Cuál es el

pri~er borne que se conecta entre regulador y batería?

e) ¿Qué

pará~etros del regulador son configurables?

¿Qué sección de conductores se ha de poner? ¿Cuál es la caída de tensión per~itida en éstos? En caso que el ~anual no dé la infor~ación, realiza tu ~is~o el cálculo de la sección par..a una caída de tensión del 1,5% a la corriente no~inal y para las distancias:

d)

Paneles a regulador: 10 ~. Regulador a batería: 1,5 ~. Regulador a cargas: S ~.

52

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~-Unidad


3. Valores de carga ¿Cuál es la ~áxi~a corriente de carga y consu~o que ad~ite el regulador?

A partir de las características técnicas del regulador, hacer la gráfica de las etapas de regulación para vuestro tipo de batería.

4. Monitorización del regulador Di los pará~etros que nos ~uestra el display del regulador y anótalos en datos visualizados. Con el regulador configurado para nuestra batería y cargas, conectar el siste~a (panel, batería y consu~o) y apunta los valores para vuestra instalación. Datos visualizados

Valor

Nota: el panel puede ser sustituido por un cargador de baterías. Con estos datos, ¿podrías decir en qué etapa de carga se encuentra la batería?

5. Alarmas y protecciones Con la ayuda del ~anual, explica las protecciones y alar~as de este regulador.

6. Mantenimiento y reciclaje En el ~anual ha de constar el ~anteni~iento y las reco~endaciones para favorecer la gestión ~edioa~ biental, haz un breve explicación.

3.3. El inversor, ondulador o convertidor Si se trabaja en continua a una tensión diferente de la no~inal (paneles y baterías) se utiliza un convertidor continua-continua, CC-Ce. Si el consu~o, o parte, trabaja con valores alternos ha de utilizarse un convertidor Continua-Alterna, CC-CA.

Fig.3.18. Convertidor CC-CC y CC-CA.

3.3.1. Convertidor CC-CC Se utiliza cuando la tensión de los paneles es alta, a partir de 48 V, Y hay recorridos grandes. Se consigue reducir la sección de los conductores y dis~inuir el coste de la instalación. En el punto de consu~o es donde se dis~inuye la tensión. Sus especificaciones son: -

Tensión

no~inal

de entrada.

Tensión no~inal de salida. Potencia

no~inal

de salida.

Rendi~iento.

53

Jnidad 3 . Co~ponentes de la instalación

Recuerda ••• Elegiremos un inversor en función de la tensión y potencia del campo solar. Soportan sobrecargas momentáneas para el arranque de motores, etc.

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

3.3.2. Convertidor CC-CA Definición y características Están for~ados de un circuito electrónico con transistores o tiristores que se encarga de convertir la CC en CA y un transfor~ador para elevar la tensión (12, 24 V

a 230 V). Los convertidores crean una onda de for~a cuadrada que se puede filtrar para obtener una onda sinusoidal co~o la de la red eléctrica. Se utilizan para ali~entar a aparatos que trabajan a 230 V alternos o para inyectar energía en la red eléctrica. Se lIa~an autónomo o de conexión a red, respectiva~ente.

Para cargas resistivas pueden ser de onda trapezoidal; para motores y aparatos electrónicos de onda senoidal.

Se caracterizan por: a) Tensión nominal de entrada. Rango en el que pueden trabajar. b) Potencia nominal. Rango en el que se consigue una ~ayor eficiencia. c) Eficiencia. Relación entre la potencia de entrada y la de salida. Potencia de salida

1J=---~---

Potencia de entrada Nos dice el co~porta~iento del inversor para potencias diferentes a la no~inal. La ~ayor diferencia es cuando trabaja con baja potencia porque las pérdidas y el consu~o afectan ~ás. En la gráfica ve~os que a 300 W la eficiencia es del 86% y de 500 a 3.000 W se ~antiene al 94%. A la hora de co~prar un inversor, nos per~ite ver cual funciona ~ejor.

98

96 94 ~ 92

e-

90 U...

88

300vec

U... "QOV ce UO\/- 480vce

86

Fig.3.19.

1000

Rendimiento inversor de 3.000 w.

2000

3000

PCA [W] d) Sobrecarga. Soporta potencias varias veces superiores a la no~inal durante un breve periodo de tie~po, para per~itir las puntas de corriente que se crean; por eje~plo, en los ~otores.

w 6000

4500 3000 1500

Fig.3.20. Curva de sobrecarga del inversor de 3.000 W.

2

10

30

60

90

minutos

e) Tipo de señal. Hay dos: senoidal (la de la red) y senoidal (~odificada o trape-o zoidal).

54

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ Unidad

v(V)

3·

Co~ponentesde

la instalación

V(V)

Tiempo

Flg.3.21.

Tiempo

Señales: senoidal y trapezoidal. A los aparatos resistivos (bo~billas incandescentes, resistencias, etc.) no les afecta el tipo de onda. Los electrónicos (ordenadores, televisores, etc.) dependen de las variaciones de tensión que hay en sus circuitos (cargas condensadores) y si hay cambios bruscos de tensión se producen sobrecalenta~ientos y averías. Los inversores trapezoidales soportan peor la sobrecarga. Ésto significa que en un ~otor en su arranque puede calentarse ~ás de lo normal.

La señal es senoidal pura cuando los harmónicos no superen el 5% de la potencia del primer harmónico o frecuencia funda~ental: . ., h ,. I (THD) Potencia resto de har~ónicos Dlstorslon ar~onlca tota = ~~~~~~~~~~Potencia IIhar~ónico 111

V1 =

Har~ónico funda~ental.

Vn =Har~ónico enésimo.

Explicación harmónicos Se considera senoidal pura cuando sólo tiene una frecuencia. Pero sie~pre hay interferencias y la defor~an un poco. Esta ~odificación crea nuevas frecuencias, en que la pri~era es la frecuencia fundamental (pri~er harmónico, 50 Hz) y las otras son frecuencias ~últiples y con ~enos potencia. Se lIa~an har~ónicos y defor~an la señal senoidal (excepto el pri~ero), por eso cuanto ~enos halla ~ejor. f) Factor de potencia. Es el coseno entre el desfase de la corriente y la tensión. Se crea sobre todo por cargas inductivas. Ha de ser próxi~o a 1. g) Monitorización. Es aconsejable que tengan una pantalla donde ~uestren infor~ación sobre averías, datos de los sensores y ~edidores (radiación, te~peratura, tensión, rendi~iento, etc.). Pueden tener una conexión para transferir datos a un ordenador externo.

Configuraciones

I

Se pueden realizar varias y no se ha de confundir con el siste~a fotovoltaico al completo. a) Batería e inversor. El convertidor tendrá un valor ~íni~o de entrada de tensión para controlar la descarga de la batería.

Flg.3.22. Batería e inversor.

[n teri.~230VC. b) Inversor con regulador incorporado. Se reconocen porque el inversor per~ite la conexión de la batería y del panel fotovoltaico.

55

Unidad 3·

Co~ponentesde

la

instalación~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Fig.3.23.

230Vca

Inversor con regulador incorporado.

c} Inversor híbrido. Ade~ás de la entrada de la batería/regulador tiene otra para un generador auxiliar o conexión a la red eléctrica.

230Vca

Fig.3.24. Inversor híbrido.

d} Inversor a red. La entrada es el panel y la salida se conecta a la red eléctrica.

230f400Voa

Fig.3.25. Inversor de conexión a la red. e} Conexión entre convertidores. Cuando son de conexión a la red se pueden conectar en paralelo en el lado de alterna si el fabricante lo per~ite. Así se au~enta la energía eléctrica entregada. En el lado de continua no se puede porque se eli~ina el funciona~iento del MPPT, que sólo i~plica a los ~ódulos que están conectados a ese inversor. Los autóno~os se pueden co~binar en paralelo a la entrada (parte da según el fabricante.

ee) ya la sali-

3.3.3. Tipos de inversores CC-CA El IDA E reco~ienda unos requisitos técRicos. Va~os a destacar algunos.

3.3.3.1. Inversores aislados o autónomos

Fig.3.26. Inversores autónomos de menos a más potencia (de 500 W a 7 KW) .

56

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~Unidad3 ·Co~ponentesdela

instalación

Ca racterísticas: De onda senoidal, excepto si es inferior a 1 kVA y no producen daño a las cargas. La tensión y la frecuencia de salida en los ~árgenes: VNOM 50 Hz ± 2%.

±

5% y

Protegidos frente a: - Tensión de entrada fuera del ~argen de operación. - Cortocircuito en la salida de corriente alterna. - Sobrecargas que excedan la duración y Ií~ites per~itidos. El autoconsu~o del inversor ~enor o igual al 2%. El rendi~iento con cargas resistivas será superior a los Ií~ites de la siguiente tabla:

Onda sinusoidal

Rendimiento al 20% de la potencia nominal

Rendimiento a potencia nominal

PNOM < 500 VA

>80%

> 70%

PNOM > 500 VA

> 85%

> 80%

>85%

> 80%

Onda no sinusoidal, sólo < 1 KVA

3.3.3.2. Inversores de conexión a la red

Fig.3.27. Inversores de red de potencia entre 1 y 5KW. Son la parte ~ás i~portante y co~pleja de la instalación ya que han de sincronizarse con los valores de tensión y de frecuencia de la red de distribución eléctrica y no pueden funcionar de for~a aislada (modo isla). Han de incorporar protecciones frente a: Cortocircuitos en alterna. Tensión y frecuencia de red fuera de rango. I

Sobretensiones, ~ediante varistores o si~ilares. Perturbaciones presentes en la red co~o ~icro cortes, pulsos, defectos de ciclos, etc. Las características eléctricas: Se activan a potencias superiores al 10% y soportan picos de un 30%. Rendi~iento superior al 92% a partir del 50% de potencia no~inal.

Grado de protección ~íni~a IP20 para interior y lugares inaccesibles, IP30 para interior y lugares accesibles e IP65 para inte~perie. Ta~bién han de cu~plir lo que ~arca el Real Decreto 1699/2011 Conexión de ins-

talaciones fo to voltaicas a la red.

57

Unidad 3

·Co~ponentesde

la

instalación ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Ejercicios

1. Di en qué casos se utiliza un convertidor CC-Ce. 2. Explica breve~ente có~o se transforma de CC-CA.

3. Define la potencia nominal de un convertidor CC-CA. 4 . Di cuándo es más pequeña la eficiencia de un inversor y por qué. 5. ¿Qué sobrecarga pueden soportar los inversores? ¿Durante cuánto tie~po y cuál es el motivo? 6. Tipos de señales y para qué cargas pueden servir. 7. Explica y dibuja 2 tipos de configuraciones para el inversor.

a. ¿Cómo se pueden interconectar dos inversores CC-CA?

Práctica

1. Funcionamiento básico de un inversor autónomo a) Dibuja o consigue el frontal del inversor, traza el conexionado de entradas-salidas y señala las partes de las que consta.

b) Describir la función

que realizan cada una de las partes anteriores.

2. Cálculo del rendimiento del convertidor El cálculo del rendimiento del convertidor viene dado por la fórmula siguiente: Potencia de salida

1J=-~~-~~-

Potencia de entrada

a) Con el manual, decir la potencia de salida (potencia nominal) y su

rendi~iento a plena carga .

b) Con los datos anteriores, calcular la potencia de entrada que se obtiene de la batería.

3. Medida de la potencia de entrada y salida. Cálculo del rendimiento Monta el siguiente circuito:

Fig.3.28. Medidas en el inversor. Coloca cargas de valor aproximado a la potencia no~inal y a un tercio de ésta. Rellena la tabla siguiente. Para el cálculo puedes utilizar las fórmulas:

P{CC) = V (ce) . I (ce) P{ca)

=V (ca) . I (ca)

fJ = 100 . P{ca) / P{cc)

58

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~U nidad

Corriente continua (CC) Carga

V (V)

I (A)

P (W)

3·

Co~ponentesde

la instalación

Corriente alterna (CA)

V (V)

I (A)

P (W)

r'J (%)

Frecuencia

¿Cuándo es ~áxi~o el rendi~iento?

4. Autoconsumo Calcula el consu~o del convertidor. Se ~ide, en el lado de continua, la corriente y la tensión, sin ninguna carga en alterna. Después se calcula la potencia, ¿coincide con el valor dado por el fabricante?

5. Sección de los conductores de conexión al inversor Según el ~anual: ¿Qué sección de conductores se ha de poner? ¿Cuál es la caída de tensión per~itida en éstos? En el caso que el ~anual no dé la infor~ación, realiza tu ~is~o el cálculo de la sección para la parte de continua y la de alterna, si la caída de tensión es del 3%. Distancias: Regulador a inversor: 1,5 ~. Inversor a cargas: 5

6. Protecciones

~.

,

Con la ayuda del ~anual, explica breve~ente las protecciones que tiene vuestro inversor.

3.4. Cargas de consumo El IDA E, en el pliego de condiciones de instalaciones autóno~as, las detalla en el

punto 5.7. Aquí tenéis un

resu~en:

Se reco~ienda utilizar electrodo~ésticos e ilu~inación de alta eficiencia . Éstas últi~as serán de tipo LEO o fluorescente y con el factor de potencia corregido. Las to~as de corriente para continua protegidas contra inversión de polaridad y distintas a las de corriente alterna. No se reco~ienda cargas para cli~atización.

Actual~ente encontra~os bastantes aparatos en continua. Ésto nos per~i te ahorrarnos el inversor. Eje~plos: - lIu~inación interior y pública. - Frigoríficos. - Pequeños electrodo~ésticos. - Bo~bas de extracción de agua, etc. Si el generador fotovoltaico supera los 500 W tendrá un contador para ~e dir el consu~o de energía (excepto siste~as de bo~beo). En siste~as con consu~os en continua y alterna, bastará un contador para ~edir el consu~o de las cargas CC y del inversor. En siste~as de corriente alterna se coloca el contador a la salida del inversor.

59

Unidad 3 · Co~ponentesde la

instaladón ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Ejercicio

Buscar cargas que se usan en fotovoltaica para aplicaciones co~o: Viviendas: alu~brado, pequeños electrodo~ésticos. Alu~brado

público.

Señalización ~aríti~a (balizas, etc.). Siste~a de teleco~unicaciones (radioco~unicadones en ~ontaña, repetidor de TV, etc.).

Satélites. E~barcaciones.

Bo~beo

de agua, pastor auto~ático, etc.

Algunos proveedores o páginas donde podéis encontrarlas: Fadisol www.elektron.org Jhroerden Tritec

3.5. Elementos de monitorización Es i~portante que el usuario tenga infor~adón sobre el co~porta~iento de todo el siste~a. Hay equipos, co~o el regulador o inversor, que nos la ~uestran recogidas por diferentes indicadores. El IDAE dice que, co~o ~íni~o, han de dar infor~ación sobre: Voltaje y corriente CC a la entrada del inversor. Voltaje de fase/s en la red y potenda total de salida del inversor. Radiadón solar en el plano de los ~ódulos, ~edida con un ~ódulo o una célula. Te~peratura a~biente

en la so~bra.

Otros datos pueden ser: Tensiones en la batería y generador. Intensidades de consu~o y del ca~po solar. Estado de la batería y etapa de reguladón de la carga. Energía eléctrica consu~ida o inyectada a la red. Los inversores disponen ade~ás de una conexión para el datalogger. Es un dispositivo que sirve para controlar y evaluar las instalaciones solares. Ta~bién trans~ite los datos y, según el ~odelo, pueden ser visualizados in situ. Algunas de las funciones que realizan son: Monitorización de cadenas (valores eléctricos correctos). Control de sensores de te~peratura, radiación, etc. Control de averías y rendi~iento de cada uno de los inversores. Control de estado y fallos.

60

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~Un idad


Fig.3.29. Dos data/ogger de Tritec.

Ejercicios 1. ¿Qué valores ~onitorizan los reguladores e inversores de vuestro taller?

2. Mirar si a alguno de los inversores de los que disponéis se le puede conectar un datalogger y en caso afir~ativo,

encontrar el ~odelo adecuado, describiendo sus características.

61

Unidad 4

Pérdidas de radiación solar


Cálculo de pérdidas por sombras de un obstáculo.

4.2

Distancia mínima entre filas de paneles.

4.3

Cálculo de pérdidas por orientación e inclinación.

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~U nidad

4 . Pérdidas de radiación solar

A veces no es posible dar la inclinación y orientación óptimas debido a sombras, a

Recuerda •••

que los paneles se integran en edificios, cambios de posición por la resistencia al viento, etc. Ésto produce unas pérdidas de captación de la radiación solar.

La orientación (azimut) óptima es a = 0° e inclinación, l3 oPt' depende del uso de la instalación:

El IDA E permite que sean para instalaciones autónomas del 20% en la colocación de los paneles y hasta un 10% por sombra. La suma de las dos no puede superar el 20%. En el caso de instalaciones a red:

(cp -7 Latitud) Orientación e inclinación (01) Sombras Total (01+5) Diciembre

~ODI cp+lO

Julio

cp -20

Anual

cp - 10

Periodo de diseño

General

10%

10%

15%

Superposición

20%

15%

30%

Integración arquitectónica

40%

20%

50%

La diferencia entre superposición e integración, es que la primera va paralela a la estructura del edificio y la segunda sustituye a elementos de la construcción.

Tendremos sombras, cuando el obstáculo esté más al Sur que el campo solar.

Vamos a ver, con los métodos del IDA E, el cálculo de la sombra que da un obstáculo externo a la instalación y el de la que se dan unas filas de paneles a otros. Después, el cálculo de pérdidas por la colocación de los paneles.

4.1. Cálculo de pérdidas por sombras de un obstáculo Para que en un campo solar haya sombras el obstáculo ha de estar más al Sur, que es la dirección en la que llegan los rayos del Sol. El procedimiento consiste en comparar el diagrama solar con el perfil del obstáculo. Elevación (0) 8 0 1T~-'~-''-~'-~'-~'-~-'~-'~-'~

60 I--+-~-+-----""-'F+-

40

20

-30

O

30

Azimut (0)

Fig.4.1. Diagrama solar y perfil de obstáculos.

Los pasos a seguir son:

a) Localización del obstáculo En azimut (ángulo de desviación respecto al Sur) y en elevación (ángulo de inclinación desde el plano horizontal). Hay dos formas: 1) Utilizar un teodolito. Mide ángulos verticales y horizontales.

63

Unidad 4· Pérdidas de radiación

solar~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~-

Fig.4.2. Teodolito.

2) Encontrar la azimut y la elevación: 2.1.) Azimut u orientación. Desde el punto central de la instalación y mirando al Sur, se determina cada ángulo horizontal de los puntos del contorno del obstáculo (imagen).

2.2.) Elevación. Para cada punto del obstáculo, se mide la altura que hay hasta el plano de la instalación solar. También se mide la distancia al centro de la instalación, y se calcula: ({J2 (elevación) =

altura arctg - - distancia

Pl

Fig.4.3. Cálculo azimut de sombras.

N Los valores de azimut se trasladan al diagrama solar mediante una línea vertical. Los valores al Este son negativos y al Oeste positivos. Los valores de elevación se trasladan al diagrama solar mediante una línea horizontal. Los puntos de unión resultantes, junto con las líneas externas, son la representación del obstáculo. b) Representación del perfil de obstáculos en el diagrama solar El diagrama solar es la banda de trayectorias del Sol a lo largo de todo el año en la Península Ibérica y Baleares (para Canarias el diagrama debe desplazarse 12° en el eje de elevación). Está dividido en porciones de horas solares identificadas por una letra y un número (Al, A2,,,., D14). Las que quedan cubiertas por el obstáculo son pérdidas de irradiación, los valores nos los dan unas tablas.

Se escoge la tabla que más se acerca a la inclinación y orientación de nuestros paneles (Figuras 4.6. y 4.7.).

64

- - - - - - -- - -- - - -- - -- - -- - - - - - - - - --Unidad 4 . Pérdidas de radiación solar Elevación (0) 80 ~----~--~~--~----~---,---,----.--.-.

60 f--t-----+---='*+-

40

O ~~~~~~L---~----~--~--~~~--~~

-120

Fig.4.4.

-90

-60

-30

O

30

60

90

120

Azimut (0)

Diagrama solar.

c) Cálculo final

Se han de sumar las porciones que resulten total o parcialmente ocultas por el obstáculo utilizando los factores: 0,25, 0,50, 0,75 ó 1.

Ejemplo Calcular las pérdidas por sombreado de un grupo de paneles con inclinación de 30° 10° al Sudeste (a = 10°).

(~

=30°) Yque están orientados

Ya se ha hecho el perfil del obstáculo y se ha representado en el diagrama solar (imagen inferior). Sólo queda el cálculo de pérdidas de radiación: Elevación (0) 80,,-----,----_.----_,-----r----~----~----._---.__

Oh

60 r;-----+--~~-

40 f---+--

20 I--t---+--'\J'-

Fig.4.5. Ejemplo de diagrama solar con obstáculo.

O -120

-90

-60

-30

O Azimut (0)

30

60

90

Cogemos la tabla que más se acerca a la inclinación y orientación del campo solar,

~ =

120

30° Ya = 10° -7 La tabla V-l

(página siguiente).

Cálculo de pérdidas por sombreado: As = 0,25 x 84 + 0,5 x A5 + 0,75 x A6 + 86 + ... = 0,25 x 1,89 + 0,5 x 1,84 + 0,75 x 1,79 + 1,51 + ... = 6%

65


solar~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Tabla V-J /l-35"

o

fJ·oe

0.00

0,0'3

13

o.U

0.44

11

1.49

1)

A

B

e

13

0.00

11

()~OO

9

O.U

0.00 0.01 0.41

0.62

7 5

1.00

0.95

l.n

2,76

7

1.84

1.50

:un

5 3

«.~

A.

B

e

o

0.00 0.00 O.OS

0.00

0.18

0.32

0.00 0.18 0,70

0.71

1.32

3.56

1.85

4,66

J,1S

1.26 J.6O

2.20

5,44

2.10

1.81

2.40

S~18

2.11

1.80-

2.30

S.l)

1.15

1.61

2.00

'.19

1.09

1.26

1,6.5

4,37

8

0.51

0.82

I,ll

3.23

10

0.05 0.00

0.33

O.!i? 0,15

0,96

0.00

0.11

Ir-O·

I

--

,3

2.70

1.88

J.83 2.21

I 2 4

3.1S

2.12

1.43

4.61 S.o.l

3,17

2.12

2.13

"~99

l,7
1.89

1.0)

4~46

6

1.79

IJI

1.6S

3.63

8

0,98

1.08

2.sS

10

0.11

0.99 0.42

0.52

12

0.00

0.02

'4

0,00

0,00

1.33 0.40 0.02

0-.10 0.00

• 1 4 6

I! 1

I

12

.4

0..52 1.H

0.00

Tabla V-3 /1 .. 9fJ" iII.~

13 II 9

!

I

I

7

S :;

:

I I

l :2

..

:

6 8

10

12 l4

:

0.01

0.02 0.00

1.01 2.21

un

I

Tabla V-4

A

B

e

D

0.00 0.00

0.00 0.01

0.00

O•.,

O,()2

0.23 1.66 2.16

0.50

0.l7 0.93

3.83

p-JS" ._lO4

A

B

e

D

0.00

0.00

0.00

0.10

0.15

U 11

0.00

0.00

0.10

9

0.10

1 5

o.ss

1.,11)

0.1. 1.68

0.02 0.54 l.Jl

1.t2

0.03 0.19 0,78 1,40

0.06 U.56 1.80 3.06

2,00

J.n

2.36

l

1.60

4.36

2~13

1.98

2.69

4.40 3.82

2.2.3

1.91

1.66

1.01

1.62

2.26

I 2 4

2.14 2.89

2.68 1.62

1.62 1.09

1.30

1.S8

0.79

0.74

8

I.lJ

1.36

1,48

),$4

0.19 0.00 0.00

0.49

0.32

0.10

10

0,18

O.7l

0.88

2~26

0.02

8.02

0,00 0.00

0.06 0.00

0.)2

1.11

0.00

0.13 O.JJ

11

0.00

0.00

0.22

1.06 1.62

I

I

I

6

14

I

3.16

2 ..93 2.l4

1.98 2.15 2.08 l.81

1.92 2.l1 2.40 2,D 2.00

4.14 4.81

S.20 S.02

4.46

--- ---

Tabla 1"-5 /1 5

90'"

Tabla V-6

.JlW

A

B

e

D

n

0.10 0,06

0.00 0.15

0.33

ti f 7

0.00 0.01

0.56

0.06

0.14

1,80

0,04

OU1

O.5S

)

3,06 4,14

1

",81

2

5.20

P-3,S'"'

1\

8

e

D

U

0,00

O~OO

0.14

(UI

lJ

0.43

9

0.00 0.02

0.00 0,00

1

0.22

0.31 Q.U

1.16

0.81

0.61

1,'13 2.1S

1,49

1.36

2.35

1.88

2..8.5

2.OS

2.34 2.28

2.02

279 3.29

1 I 2 4

2,,36

2....

2.05

6

2.24

1.00

3.54

1.92

1,71

l~l

2.26

1,19

1.19

1.61 0.94 (l.09 0.00

1I;¡¡;60~

I

I

S

4 6 8 .10

'.02 4.46

& 10

12

1.17

0.12

o.SJ

1.22

l2

14

0.12

0,00

0.00

0,.l4

14

------

Fig.4.6. Tablas de pérdidas de radiación.

66

3.36 2.98 2.12

5

0.02 0.64 I.5S

0.23 0.00 0.00

0.04

O,OS 0.01

0.13

0.31

0.68 1.24 1.74

0.91

--

-

0'.1(,

0.02 1.02 2.39

1,59

3.10

2.12 l.l8

4.13 5.40

l,J7 2,27

S.lS

un

4.49

1.20 OS!

3,18 1.96

0.00

OJS

S,53

I

I

- - - - - - - - - - --

- - - - --

- - - - -- - - -- -Unidad 4· Pérdidas de radiación solar

Tabla v-s

Tabla V-7 lJa 9(F

A

«: 60'"

B

e

p-15·

o

«:=:-30"

A.

B

e

D

0,00

0.22

II

0.00

0.00

0,00

0,43

ti

0.00 0,09

0,01

0-.21

0.7'

IJ U

0.00 0.00

0.03

0.2.

Q,31

0,76

9

0.2&

o;m

0.2. 0.10

0.18

0,27

0,70

0.21

1.79

z.::u

0.4$

0,03

O.as

0.3'2 0.2.5

1..)4 2.17 2.90

••28

0,11

1.13

0,80

O.S'

3.12

2.05 2.13

2.43 2.41

~91

1.56

0.62 1.42

2.tl8

1.96

2.19

3.59

2.13

1.91

3.60

7 S 3 I 1 4

0.00 0.,37 I.OS 1.71

1,60

J,.J~

2..43 2.3.S I,M 0,19 0.00

2.37

4,"

2..28

4.65

1.13 1.25 O.6S O.IS 0.03

2.84 1.64 O.SO

0.00

0.08

9

'1 j

l 1 2

.. 6 8

10

2..61 (l.47

12

0.00

14

0.00

I 1

~.26

l.9~

1,82 0.97

2.93 1.00

0.00

I I

'l .21 1.27

6 8

i:

l'

o.~2

lO

0-02

0.10

12

OIJO

l4

0.00

0.00 0.00

Tabla V-9

.--)11l

A

B

C;

o

l3 11

0.00

0.00

0.24

0,00

O.OS

,

0,43

1.11

0.00 0.60 1.38

2.42

1.98

3."

S

l.43

1.82 2.24

4.12

2.29

2.24 2.18

l38 2'071

9

:)

I

1

4.OS

2.U

1.93

2

3.45

'.71

J.41

6 8

2.43 1.24 0..40

1.14 O.S4

0.19 0.20

0,03

0.06

0,01

0.06

0,00

0.01

0.12 0.13

0..00

0,00

0.00

..

JO

12 14

I

1-9tr It=

--

I

1:

1.28

!

~U() 1

3,51

un

0.64

o.U 0.31 0.39

I I

13 al

0.00 0.00 0,27

0.00 0.60 l.42

OS6

«)

7

1.51

0.00 0.04 0.91 1$1

.... 76

5 l

2.2S

t.9~

1.. 10 2,48

2.80 2.78

2.G8

2.S6

5.61

2.,OJ

2.43

2,32 1,5,2

1.70

1.00

$.34 4.59

1.42

3.46

o.SS 026

0.92

1 2 I

4

i

Q4S

0,21

D

I

I

I \!

6 8 JO

I

12

i

14

I

I

3.49 ~.48

1.22 a61

0.02

0,14

0.02 0.00

0.04

0.03 O,O?

Q.02

O.I)J

0.00

0..00

O~OD

0.12

l.lO

O••"

I

--

0,00 0.00

0.00

0.00 J.IO 2.11

1.01 l.08

9 7

,

'2.66

0.08 1.60 2.19

2.6'

4.89

).)6

2..31

4.61

1 t

3.49 2.81

,.

1.69

o.n

2.06 1-'1 0.7' 0,03 0.13 0.11

2.56 2.10

~08

O.2l

~oo

0.02

0.00

0.00

0.44 0.10

2 •.09

0.6'2

11

o..!'s

----

e

, f1.-6fr

D

1"

I

O.O~

B

e

6 8 JO 12

S.lO 4.71 3.91

A

11

2

I

pti 35'"

A

-60" 13

3.79 4,70 S.20

Tabla V-JO -----

lJa 90"

1.11 0.31

1.26

2.50

1.44

4.28

3'"

2.22

O,5S

OJJ

0.0$ (\19

0.48

Q.26

0.69

0.2.8 tl.24 0.00

0,68

0.24

0.61 0.36

Flg.4.7. Tablas de pérdidas de radiación.

67


solar ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~-

Ejercicio

Se va a instalar una instalación solar en la terraza de un edificio de Barcelona, pero la parte superior del edificio que tenemos al Sur nos da la siguiente sombra:

P6,....._ _..,P7

p2_--_p3

P4

Fig.4.8.

P5

Pl----______________________

~P8

Perfil de obstáculo.

Puntos

Azimut (a)

PI

-90°

0°

P2

-90°

10°

P3

-30°

10°

P4

-30°

5°

Inclinación (13)

PS

30°

5°

P6

30°

10°

P7

90°

10°

P8

90°

0°

En la tabla anterior, se muestran los valores de azimut (a) y de inclinación (~) de cada punto del perfil de sombras. La inclinación del campo solar es de 35° y la orientación de 30° Este. Calcular las pérdidas por sombras. Elevación (0) 80 ~~~-.~~~~~~~~-.~~~~~~~,-~-.-,

Oh

40 f---+--

Fig.4.9. Diagrama solar.

68

-60

-30

O

Azimut (0)

30

60

90

120

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~U nidad

4 . Pérdidas de radiación solar

4.2. Distancia mínima entre filas de paneles

Fig.4.10. Distancia y diferentes alturas entre filas. La distancia d entre filas de módulos, de altura h, que puedan producir sombras han de garantizar que no lo harán en un mínimo de 4 horas de Sol en torno al mediodía del solsticio de invierno (época con sombras mayores). Esta distancia d mínima se calcula:

d = h / tan (61 ° -latitud) Donde l/tan (61 ° -latitud) es un coeficiente, sin unidades, denominado k. Algunos de sus valores según la latitud del lugar: Latitud

29°

3r

39°

41°

43°

45°

k

1,600

2,246

2A75

2,747

3,078

3A87

En la imagen anterior los paneles están a diferente altura, h. Este valor es la diferencia de alturas entre la parte alta de un módulo y la parte baja del siguiente. Las medidas se hacen en el plano de la base del módulo afectado por la sombra.

Ejemplo

En la imagen siguiente, latitud 41°, tenemos el Sur a la derecha. El muro sobresale 1 m por encima de la primera fila de paneles. Del módulo al suelo hay 1,2 m. Calcular las dos distancias necesarias para evitar sombras (el escalón es de 30 cm.).

hm=1m

d1

Flg.4.11. Ejemplo de distancias de los paneles para evitar sombras. a) dp1

=h

m

/

k

=1/2,745 =0,364 m.

b) Para dp2, primero he de encontrar h -7 h dp2

=hp - 0,3 m =1,2 - 0,3 =0,9 m.

=h / k =0,9/2,745 =0,33 m.

69


solar ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Ejercicios

1. Un panel fotovoltaico está 2 m más al Sur de un muro de 6 m de altura. La latitud corresponde a 41 ° Norte. ¿Se encuentra a suficiente distancia para evitar sombras?

2.

En Tenerife, latitud 29°, hay una zona escalonada con 20 cm de diferencia entre cada peldaño. Queremos poner varias filas de paneles. La altura que tienen, una vez colocados, es de 1,5 m. Decir cuál será la distancia mínima para evitar las sombras entre ellos.

4.3. Cálculo de pérdidas por orientación e inclinación Cuando no es posible dar la orientación e inclinación óptimas se tienen unas pérdidas. Recordemos que a = -90° para paneles orientados al Este y al contrario para el Oeste. La siguiente figura nos indica la radiación solar que tenemos para latitud, cj>, de

4r.

N

1~

-lOSO

w

E

95%- 100% 90%- 95% 80'10- 90% 700/o-~

600'0· 70% 5O%-~o

400/0- SO% 3Q%.. 'tO% <~b

JO-

Ángulo de

s

inclinación Flg.4.12. Gráfico de pérdidas de orientación e inclinación.

o

'-Ángulo de Azinut

~

(±)

Forma de cálculo: a) Se coge la línea de la orientación,

a, elegida para nuestros paneles.

b) Se mira el ángulo de inclinación máximo y mínimo para nuestra la franja de pérdidas.

a,

sin superar

c) Se aplican las fórmulas de rectificación para la latitud a la que estemos:

Inclinación máxima

=Inclinación máxima - (41 -
Inclinación mínima = Inclinación mínima - (41 -
70

Ejemplo Tenemos una instalación en un tejado con una a = 15° Oeste. La latitud es de 29°, ya que está en Canarias. Al ser una instalación sobre un tejado es de uso general y las máximas pérdidas permitidas son del 10%.

N

lCO% 95%-10)% 90%- 95% 80%-90% 70%- 80% 60%-70% 50%-60% 400&- SO% ~-~

<30%

/ ~ Ángulo de Flg.4.13. Ejemplo de pérdidas de orientación e inclinación.

indinaci6n

o

"Ángulo de Azimut .1-

@

a) Cogemos la línea, a = 15°. b) Ángulo máximo 60° (por encima hay más del 20% de pérdidas) y mínimo

r.

c) Ajustamos para Canarias: Inclinación máxima

=60 - (41 - 29) =48°

Inclinación mínima = 7 - (41 - 29) = _5°, es decir, O°.

O sea, para una orientación 15° Oeste podemos inclinar los paneles desde 0° hasta 48° y tendremos unas pérdidas máximas del 20%.

Ejercicios 1. Tenemos una instalación a red sobre suelo en Tarifa, ~atitud podremos dar a los paneles sin superar el límite de pérdidas?

=36°, Y orientada 30° Este. ¿Qué inclinación

2. Repite el ejercicio anterior, para el parking en Barcelona, I = 41°.

4.3.1. Cálculo exacto de pérdidas por orientación e inclinación Una vez que decidimos la orientación e inclinación final de los paneles a instalar, se calculan las pérdidas de forma más precisa.

71

Unidad 4 . Pérdidas de radiación solar - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Recordemos los valores ideales tabla (cp -7 Latitud):

a =0° y 8 opt. Donde la 8 opt la conseguimos de la

~"Dt

Periodo de disefio Diciembre

qJ

+10

Julio

qJ

-20

Anual

qJ

-10

Periodo de diseño. Es la época en la que utilizaremos la instalación solar. Se decide a partir de:

i)

Consumo constante todo el año. Se elige el mes peor, que es diciembre (viviendas).

ii) Instalaciones de bombeo, el mes peor suele ser julio. iii) Para maximizar la producción anual, el periodo es anual (instalación a red). El proceso para encontrar estas pérdidas es: a) Atenuación de irradiación (A,) debida a la orientación e inclinación (a,8) diferentes de la óptima (aopt' ~ opt)' El factor de irradiación (FI) es la radiación solar real que se recibirá al quitar las pérdidas, A" El cálculo: FI

=1 - [ 1,2 x 1cr (8 - 8 J2 + 3,5 X 10-

5

opt

a 2 ] para 15° < 8 < 90°

FI = 1 - [ 1,2 x 1cr ( 8 - 8 opt J2] para 8 < 15° A, = Fórmula del interior de los corchetes.

FI =Se suele expresar en tanto por ciento.

Ejemplo En un albergue de Girona (latitud = 43°) colocan unos paneles con inclinación 45° y orientación 30° Este. Calcular la atenuación y la radiación solar que recibirán los paneles. ~oPt =

q, + 10 = 43 + 10 = 53°; se elige diciembre para garantizar el consumo en el mes peor.

FI = 1 - [ 1,2 x 1cr ( 8 - 8 opt J2 + 3,5 X 10-5 a 2 ] = [ 1,2 x 1cr ( 45 - 53 J2 + 3,5 X 10-5 • 302 ]

=1 - [ 0,049] = 0,95

Al = 0,049 = 4,9% FI = 0,984 = 95,1% Las pérdidas son un 4,9% y pueden ser de hasta el 20%.

Ejercicio 1. La instalación a red sobre suelo en Tarifa, latitud = 36°, Y que está orientada 30° Este, la vamos a instalar con inclinación 30°, ¿Cuál es su FI y su A,?

72

Unidad 5

Diseño de instalaciones

I) En este capítulo: 5.1

Diseño de una instalación autónoma.

5.2

Elección de los cables.

5.3

Diseño de una instalación a red.

Utilizaremos los métodos recomendados por el IDAE en la mayor parte del proceso.

Recuerda ••• Potencia: es el consumo instantáneo (W) de un aparato.

5.1. Diseño de una instalación autónoma Para hacer el cálculo hemos de saber con anterioridad:

Consumo: es la energía (E = P . t) que gasta en un día (Wh/día).

El consumo. Las pérdidas en los paneles. El rendimiento del sistema completo. La radiación solar en la zona.

5.1.1. Estimación del consumo: Energía media diaria, Eo Se tienen en cuenta todos los aparatos eléctricos y se calcula su consumo diario en una tabla: Unidades

Servicio

Consumo (W)


Horas/dfa

Potencia cargas total (W) Energía diaria total, Eo (Wh/día) Iluminación. -

TV, nevera, etc. Bombeo de agua, etc.

-

Se incluyen las pérdidas por autoconsumo de los equipos (regulador, inversor, etc.).

Ejemplo 1 La siguiente tabla es del consumo de un albergue y hemos calculado la energía diaria: Unidades

Servicio

Consumo (W)

Horas/día


4

Lámparas de bajo consumo

20

2,5

200

1

Frigorífico

200

5

1.000

1

Lavadora

400

0,5

200

1

Inversor en vado

1,5

24

30

1

Regulador

1

16

16

Potencia cargas total (W)

682,5

Energía diaria total, Eo (Wh/día)

Ejercicio Hacer el punto 1. Cálculo de consumo de la parte práctica Instalación autónoma.

74

1.466

5.1.2. Pérdidas en los paneles Del tema anterior sabemos que son de dos tipos: a) Atenuación por orientación e inclinación A, y de aquí obtenemos FI, es la radiación solar real que se recibirá al quitar las pérdidas (FI = 1 - Al)' b) La atenuación o pérdidas por sombras As' La calcularemos según lo explicado en el tema 4, punto 4.1. Ó 4.2. y después obtendremos el factor de sombreado FS, que es la radiación incidente real sobre el generador, FS = 1 - As'

Ejemplo 2 Una chimenea nos da un 5% de sombreado en los paneles, encontrar FS y As' As = 5% FS = 1 - As = 1 - 0,05 = 0,95 = 95%

As puede llegar hasta el 10%, estamos dentro del margen. Suponemos que Al es un 5%. La atenuación total (Al) son:

A¡ = Al + As = 4 + 5 = 9% -7 Bien porque el máximo es 20%.

5.1.3. Rendimiento energético de la instalación (PR) El rendimiento energético o performance ratio (PR) considera las pérdidas por: Temperatura. Suciedad. Cableado. Dispersión de parámetros (no siempre hay 1.000 W/m 2, etc.) y suciedad. Otros. Existe una forma de cálculo pero se acaba utilizando: PR = 0,7 en sistemas con inversor. PR = 0,6 en sistemas con inversor y batería.

5.1.4. Radiación solar en la zona Tenemos tres tipos:

Recuerda ••• El Rendimiento Energético (PR) se puede calcular, pero de forma práctica se utiliza: • PR = 0,7 en sistemas con inversor.

Gdm (O). Valor de irradiación diaria o mensual sobre superficie horizontal (KWh/(m 2 • día)). Se obtiene de tablas oficiales como: - Instituto Nacional de Meteorología. - Organismo autonómico oficial (Atles de radiació solar a Catalunya).

Gdm (a, 6). Valor de irradiación diaria sobre el generador (KWh/(m 2 • día)), descontadas las pérdidas. Gd m (a opr 6opt ). Valor de irradiación diaria sobre el generador orientado de forma óptima (KWh/(m 2 • día)). También se obtiene de tablas. J

• PR = 0,6 en sistemas con inversor y batería.

75

Ejemplo 3 Se muestra la irradiación diaria de Barcelona con la orientación de 30°: OnentaCK>n 3r:t Inclillación

f1

5°

Ene

Feb

6.00 9,65 1.58 10.44

Mar

Abr

13.98 18,54 22.25 14.61 l~lOQ 22.54 lS,25 19.55 22,70 15,83 19.8.9 22.00

10* 1S·

8.3'2

11.17

9,01

11.93

20'

9.64 12.42 16.32 20,1¡ 10.22 12.9.3 16.11 2Q24 10.13 13..37 17JIO 2028 11,18 13.72 17,18 20,19 n.55 ll99 17,26 19"98 11 .85 14.17 17.24 19.65

25· 30' 35· 40' 454

May

Jun

Ago

22..57 23,58 22.31 23.13

21.904 22.61 21,95

21.17

Oct

Sep

NO\(

..Die L' Anua)

16.05 11.40 7.13 . 6.04 ,.'tS:CLr ' :- Gdm (O)

24,03 23.37 20.42 23.59 20,&6

24.19 24,20 24,11 2'2.1 S 23.92

21,44 20,81

Jul

6,82

16.74 1210 8.54

17,ll 17.82 18..23 la.54 18.74 19..S2 18.79 1&64

23,61 21.24 23,61 21.50 2.3.55 2162 23.28 21.62 22,91 21.55 22.46 21,35 21.87 21.02 21.15 20.56

15.62

12,93 9.30 7.506 16.12 13.59 10.01 9,25 16.55 14.15 10,66 8.90 16.88 14,6.3 11.24 9.49 17,11 15,02 11.15 100.02 17.25 15..32 12.19 10.49 17.30 15.52 12.55 10,gg 1725 15.63 12.83 11 .21 17,09

Fig.5.1. Radiación diaria (MJ/m 2 • día), Atlas de radiación solar de Catalunya.

Se coge el valor de diciembre porque es el peor mes para el albergue del ejemplo. La tabla continúa y nos da valores de inclinación de hasta 90°. Las unidades son en MJ y nosotros trabajos en KWh l por tanto se ha de hacer la conversión:

lKWh=3600KJ=3,6M}

~

Gdm (0)=6,04

MJ

lKWh KWh X--=1,68-2- m ·día 3,6M) m ·día 2

En resumen, es dividir el valor de la tabla de radiación entre 3,6.

5.1.5. Dimensionado del sistema Los instaladores pueden utilizar diferentes métodos, pero ellDAE pide unos cálculos mínimos que son los que se pasan a detallar.

5.1.5.1. Cálculo del generador solar Empezaremos por encontrar la potencia mínima (Pmp,mn ¡ ) para cubrir las necesidades de consumo.

a) Encontrar la irradiación sobre el generador - Se busca el valor de Gdm (O) para la localidad de instalación y la orientación de nuestros paneles. - Obtenemos Gdm (a, 6) resolviendo la siguiente fórmula:

Gdm (a, 6) = Gdm (O) ·K·FI·FS La K se puede calcular, pero tenemos una tabla con sus valores:

Recuerda ••• La radiación solar, Gdm (O), la obtenemos de tablas oficiales. Si los valores están en MJ, para pasarlos a KWh dividimos entre 3,6. El valor de k varía según el periodo de diseño.

7E

La constante K, es similar a una ganancia, relaciona la irradiación óptima con la horizontal (fórmula). En diciembre, es mayor.

Periodo de disefto Diciembre

K

Gdm (a = O'~oPt)

80Pt

Gdm(O)

cp (latitud)

1,7

Julio

1

Anual

1,15

qJ

+ 100

qJ qJ

20°

-10°

- -- - - -- - - - - - -- - - -- - - - - - - - - - - - - -Unidad 5 . Diseño de instalaciones b) Dimensionado mínimo del generador

p

. =

mp,mm

ED ·GCEM Gdm(a,p).PR

GCEM =1 KW/m 2 (lrradiancia estándar) La potencia depende del consumo, Eo' Necesitamos menos si la radiación diaria de la zona es alta. GCEM no afecta porque es 1 y PR es fijo. El generador solar real (Pmp ) como máximo será un 20% superior al generador mínimo (Pmp,mm.).

Ejemplo 4 La irradiación que llega a nuestro campo solar, descontadas las pérdidas, es:

Gdm(a,p) =Gdm(O)·K·FI·FS =1,68'1,7'0,96'0,95 =2,60

KWh 2

'

m ·dla

Ejemplo 5 Vamos a calcular la potencia mínima que necesitamos:

ED ·G p . = - - -CEM - - 1,466 ·1 = 1, 45Kwp mp,mm Gdm(a,p).PR 1,68·0,6 y la potencia real máxima que podemos instalar será un 20% superior a la mínima: P mp

=1~2·Pmp,min =1~2·1~45 =1~75 KWp

El campo solar no podrá superar este valor si el panel que tenemos es: Tipo

Wp (Wp)

Vp (V)

Ip (A)

Vea (V)

Ice (A)

M-lOO

100

18

5,55

19

6 /2

La potencia que necesitamos es Pmp,mm. = 1~45 KWp, poniendo 15 paneles nos da 1,5 KWp y no superamos la Pmp .

Ejercicio Hacer el punto 2. Dimensionado del generador de la parte práctica Instalación autónoma.

77

Recuerda ••• Para elegir la tensión de la batería, sabiendo la potencia, la corriente que viene por los conductores no ha de ser superior a 50 A. Tienes la tabla donde está el cálculo hecho.

En el cálculo de la batería, hay que tener en cuenta los días de autonomía y la profundidad de descarga máxima adecuados.

5.1.5.2. Cálculo del acumulador Se recomiendan que sean de Plomo-Ácido de placa tubular y estacionaria. No se permiten baterías de arranque. El consumo diario ED, se pasa a Ah/día ya que es la unidad en que se miden las baterías, le llamamos LD :

ED (Wh/ día) LD(Ah / día) = - - - -

Vnom(V)

Vnom

=Tensión de la batería que coincide con la de la instalación.

Para elegir la tensión se ha de tener en cuenta la potencia del campo solar. De las cosas más importantes es que la corriente no sea muy elevada (superior a 50 A es peligroso). Una tabla orientativa podría ser: Referencias de elección Potencia < 800 Wp

12 V

800 Wp < Potencia < 1.600 Wp

24V

1.600 Wp < Potencia < 3.200 Wp

48V

3.200 Wp < Potencia < 6.400 Wp

>48V

Los días de autonomía de una instalación como mínimo son 3. Hay instalaciones que pueden precisar más: En zonas de baja irradiación y con días nublados, 6 ó 7 días. En casas rurales entre 3 y 5 días. En sistemas de comunicación remotos de 7 a 10 días. En instalaciones con pocas descargas profundas se recomienda una profundidad de descarga del 80%. En las que sí las hay, como alumbrado público, la máxima será del 60% con el fin de conseguir una batería de mayor duración. En los cálculos generales cogeremos el valor medio del 70%. La capacidad de la batería se calcula:

PDmáx • Tl;nv • TI rb C20 = Capacidad del acumulador en Ah (*).

A = Autonomía del sistema en días. LD =Consumo diario medio de la carga en Ah.

PD max =Profundidad de descarga máxima. fJ inv = Rendimiento energético del inversor. fJ rb = Rendimiento del regulador + batería (*1).

(*) La utilización de C20 en lugar de la C100 lleva a sobredimensionar el acumulador un 25%, pero se compensa con la pérdida de capacidad con el tiempo. Es lo recomendado por eIIDAE. (*1) La eficiencia energética del inversor se considerará en el entorno de un 85% y la de regulador + batería un 80%.

La capacidad nominal no podrá exceder en 25 veces la corriente de cortocircuito en CEM del generador:

78

- -- -- - -- - - - - -- -- -- - - -- - - - ------Unidad 5 . Diseño de instalaciones Este dato tiene unidades de horas. En la práctica, al día tenemos una media de 4 ó 5 horas recibiendo 1KW/m 2, se llaman Horas Solares Pico HSP (HSP =Gdm(a,~) / 1KW / m 2). Por tanto, si la batería tarda 25 horas equivale a unos 5 días para cargarse. Es demasiado tiempo y es probable que no lo consiga, provocando sulfatación en la batería.

Ejemplo 6 Batería para nuestro ejemplo:

LD(Ah/día)

ED(Wh/día)

Vnom(V)

1466 = 61,08Ah/día 24

La Vnom para Pmp,min = 1,45 KWp es 24 V. Para conseguir los 24 V, nuestro panel es de Vnom = 12 V con lo que haremos filas de 2 en serie. Necesitaremos 16 paneles en lugar de 15, el campo tendrá 8 filas de 2 paneles cada una. Hay que revisar Pmp -7 Pmp = 100 Wp x 16 P = 1.600 Wp. Está bien, no superamos los 1,75 KWp. En el cálculo de la capacidad de la batería, cogeremos 3 días de autonomía y la descarga máxima de un 70%:

3·61,08 0,7·0,85·0,8

385Ah

Ahora hemos de comprobar que al dividir entre la lec del campo solar no se superan las 25 horas: El campo solar tiene 8 filas, con una lec = 6,2A; leer = 8·l ee = 49,6 A. Por tanto:

C20 = 385 = 7,8h Icc

49,6

Es correcto el cálculo. Resumen: Tendremos que agrupar baterías de unos 385 Ah en serie hasta llegar a los 24 V. Lo más usual son 2 baterías de 12 VA si son de vasos, 24 vasos de 2 V.

Ejercicio Hacer el punto 3. Cálculo del acumulador de la parte práctica Instalación autónoma.

5.1.5.3. Dimensionado del regulador La tensión nominal será la misma que la de la batería. Se elige en función de la máxima corriente que puede controlar: a) De los paneles al regulador. La corriente es la de cortocircuito (leer) del campo solar.

79

Unidad 5 . Diseño de instalaciones - - - - --

- - --

- - - - -- - - - - - - - - - - - - - - --

b) De la batería hacia las cargas (tabla de consumo). Se calcula la corriente de paso, a partir de la potencia de las cargas. Además ha de soportar, simultáneamente, una sobrecarga del 25% de las corrientes anteriores: a) lent> 1,25 . leeT b) lsal> 1,25 . leargas

Ejemplo 7 El regulador lo encontramos completando esta tabla:

Parámetro Corriente cortocircuito total, leeT

Comentario

49,6 A

Icc del campo solar

682,5/24

Corriente cargas, learga Intensidad entrada regulador, lent Intensidad salida regulador, Isal

Valor

=28,43 A

learga

=PeargaJVnom (mirar tabla consumo)

>62A

lent> 1,25 . lecT

> 28,43 A

Isal > 1,25 . Icarga

Resumen: Necesitamos un regulador de 24 V, con una lent> 62 A Y una 1501 > 28~43 A.

Ejercicio Hacer el punto 4. Dimensionado del regulador de la parte práctica Instalación autónoma.

5.1.5.4. Dimensionado del inversor Parámetros a tener en cuenta: a) Como mínimo, de la potencia necesaria en alterna (la tabla de consumo). Corresponde a la potencia de salida o nominal. b) La alimentación de motores tiene puntas de arranque. El inversor ha de soportar una sobrecarga del doble de su potencia. c) En la tabla el IDA E recomienda los rendimientos que han de tener los inversores:

Rendimiento al 20% de la potencia nominal

Rendimiento a potencia nominal

PNOM < 500 VA

>80%

>70%

PNOM > 500 VA

>85%

>80%

Onda no sinusoidal, sólo < 1 KVA

>85%

>80%

Onda sinusoidal

d) La tensión ha de ser acorde a las tensiones de entrada del inversor.

80

- - -- -- - - - - - - - -- - - - - - - - - - - - - - - - - - -Unidad 5 . Diseño de instalaciones

Ejemplo 8 El inversor que necesita esta instalación será: Parámetro

Valor

Comentario

Unidades W

Consumo de alterna (el albergue tiene la lavadora y la nevera).

Rendimiento

%

Para el albergue superior al 80%.

Condensador de acoplamiento

F

Cargas con picos de corriente, elimina potencia reactiva.

Sobrecarga inversor

%

Lo normal es de un 200%.

Potencia de salida

600

Los otros valores de la tabla se rellenan con el inversor comercial elegido. Resumen: Inversor de 600 W mínimo, rendimiento> 80% Y valores de tensión compatibles entre la salida del regulador y la entrada del inversor.

Ejercicio Hacer el punto 5. Dimensionado del inversor de la parte práctica Instalación autónoma.

Ejemplo 9 Cargas ~___________

Fila 1

24V

I

Fila 8

I

M

>62A, ~

~~K

24V/80W

>28A ~~--~ ~~

Cargas "ca~

24/230V

230t600W

600W

385M Cco T 24V

..-L

1,6KWp, 8 filas de 2 paneles en sene de 100Wp

Fig.5.2. Esquema del sistema autónomo calculado.

Ejercicio Realiza el esquema final de la parte práctica Instalación autónoma.

81

Unidad 5 . Diseño de instalaciones - -- -- - - --

- - - - - -- - -- - - - - - - - - - - - -

Dónde: Ll V =Caída de tensión en %.

V =Tensión de línea (230/400 V ó 12/24 V). Coscp = Factor de potencia.

L = Longitud del cable en metros. p = Resistividad, a 70° es 0,020 O mm 2/m. 0

(Por efecto Joule, 20 por encima de la T. ambiente) El cálculo se hará por tramos V, donde tengamos potencia, calcularemos la intensidad (I = P/V, con el coscp en alterna).

e) Factores de corrección 1) Cuando la temperatura ambiente supere los 40 oC en el aire aplicamos el factor de corrección de pérdidas por sobrecalentamiento:

Temperatura ambiente (en oC)

Material XLP o EPR

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

1

0,95

0,89

0,84

0,77

0,71

0,63

0,55

0,45

0,32

Las corrientes máximas de un cable se dan para 40 oC en la siguiente tabla de la ITC-BT-19. Calcularemos la corriente que pasa por el conductor V con ella cogemos la sección, después se aplica el factor de corrección.

Método de instalación de la tabla 52-Bl

Al A2 Bl B2

Número de conductores cargados y tipo de aislamiento

2

PVC3 PVC2 XLPE3 XLPE2 PVC2 XLPE3 XLPE2 XLPE2 PVC3 PVC2 XLPE3 PVC3 PVC2 XLPE3 XLPE2 XLPE2 PVC3 PVC2 XLPE3 XLPE2 PVC2 XLPE3 PVC3 XLPE2 PVC2 XLPE3 PVC3 12 13 3 10 11 4 5 9 7 8 6

PVC3

C E F

1 Sección mm 2 Cu 1,5

11

11,5

13

13,5

15

16

20

21

24

-

15

16

17,5

18,5

21

22

16,5 23

19

2,5

26

26,S

29

33

-

4

20

21

23

24

27

30

31

34

36

38

45

-

6

25

27

30

32

36

37

40

44

46

49

57

-

10

34

37 49

40

44

50

52

54

60

65

68

76

-

54

59

66

70

73

81

87

91

105

-

70

77

84

88

110

116

96

104

110

95 119

103 127

144

140 174

117

125

133

145

155

137 167

123 154

175

188

210

149

160

171

185

199

214

224

244

269

16

45

25

59

35

-

64 77

50

-

94

86 103

70

-

-

-

95

-

-

-

180

194

207

224

241

259

271

296

327

120

-

-

208

225

240

260

280

301

314

348

380

150

-

-

-

236

260

278

299

322

343

363

-

-

-

297

317

391

415

-

-

-

350

374

341 401

368

240

268 315

404 464

438

185

435

468

490

552

590

Fig.5.5. Tabla de intensidades admisibles a 40 oC en el aire.

84

500

- - - - - - --

- - - - - - - - - --

- - - - - - - - - - - - U nidad 5 . Diseño de instalaciones

Nota: Para las tipo D, conductos enterrados que superen 25 oC, mirar la norma UNE 20460-5-523:2004. 2) Por estar los cables expuestos al Sol se suele aplicar un factor de 0,9. 3) Varios cables en la misma canalización suben la temperatura y se aplica la corrección para disipar el calor generado. Factor corrección conductores en misma canalización. UNE 20460-5-523:2004 NI! de circuitos o cables multiconductores Colocación

1

2

3

4

6

9

12

16

20

Empotrados o embutidos.

1

0,8

0,7

0,7

0,55

0,5

0,45

0,4

0,4

Capa única en muros, suelos o bandeja no perforada.

1

0,85

0,8

0,75

0,7

0,7

0,95

0,8

0,7

0,7

0,65

0,6

1

0,9

0,8

0,75

0,75

0,7

Capa única en techo. Capa única en bandejas perforadas.

Ejemplo 10 Para calcular la sección de los conductores de la instalación autónoma, la dividimos en tramos distancia entre componentes:

6 Fila 1

y medimos la

Cargas "ce"

Cuadro ce

3

Cargas u

ca "

5 Fila n

Fig.5.6.

Tramos de cableado en el sistema autónomo. Longitud de línea (m)

Intensidad (A)

Tensión (V)

cdt (4V)

l=l,25xl tramo

en%

Valor (mm 2 )

1. Entre paneles*

2

7,75

24

0,75

3,4

2. De paneles a cuadro CC*

5

7,75

24

0,75

8,6

3. De generador a regulador

10

62

24

0,91 (1,11)

113,6 (93,1)

4. De regulador a batería

1,5

62

24

0,91

17,0

5. De regulador a inversor

1,5

31,25

24

0,1365 (0,3365)

60,1 (23,2)

5

4,275

24

0,59

6

230

0,45 (O,05)

5,7 (1,9)

Parámetro

6. De regulador a cargas CC 7. De inversor a cargas CA

5

3,25

Fórmula

5=

5=

200·p·L·/ V'ÓV

200· p·L'¡'cos 4J V'dV

*Estos dos tramos son internos del generador. Por lo que la cdt de 1,5%, según la /Te-BT-40 se aplica a partir del cuadro

ee (salida generador). Aplicamos la misma cdt aunque no es normativo.

85

Explicación: a) La Vnom es 24 V, excepto la salida del inversor que es a 230 V.

b) Cálculo de intensidades (en

la tabla multiplicadas por 1,25):

'cc = 6,2 A. De paneles a cuadro ee: cada fila es 'cc = 6,2 A. De generador a regulador: hay 8 filas, la ' ccr =8-lcc =8'6,2 = 49,6 A.

1. Entre paneles: es la de un panel, 2.

3.

4. De regulador a batería: la misma. 5. De regulador a inversor: la que pasemos a alterna, 1= 600 W/24 V = 25 A. 6. De regulador a cargas

ee: consumo en ee son 82 IN, I = 82/24 V = 3,42 A.

7. De inversor a cargas eA: La Vnom mos cosqJ = 1.

=230 V, 1=600 W/230 V =2,6 A. Supone-

e) Cálculo cdt: Un 1,5%, repartimos la cdt entre los tramos 3-5-7: Distancia total: dr

=10 + 1,5 + 5 =16,5 m.

El % de cdt por metro: !J.V1m = 1,5%/16,5 m = 0,091 %/m.

y el % de cdt en cada tramo (se multiplica por la longitud de éste):

=10-0,091 =0,91%. De regulador a inversor: !J. Vs =1,5'0,091 =0,1365%.

3. De generador a regulador: !J.V3 5.

7. De inversor a cargas eA: !J. V7 = 5'0,091 = 0,455%.

Estos dos tramos son paralelos, por lo que son la suma de algunos de los anteriores:

=LlV3 =0,91%. De regulador a cargas ee: !J. V6 =Ll V5 + !J. V7 =0,59%.

3. De regulador a batería: !J.V4 5.

Ya se puede encontrar la sección de los conductores con las fórmulas de la tabla.

Conclusiones (después de completar la tabla). Sale una sección muy grande en los recorridos del generador al inversor. Como solución, se podría bajar la cdt del tramo 7 a un 0,05% y aumentar un 0,2% cada recorrido peor (está en paréntesis). Otra opción es trabajar a 48 V, pero habría que poner más baterías.

d) Cálculo de sección con los factores de corrección: 1. Entre paneles. El tipo de instalación es al aire E, aplicamos factor de corrección para 60 oC (mala ventilación por la parte de detrás de los paneles) y 0,9 por la exposición solar: '1

= 7,75 A -7 1600 = ' 1 /(Fe6o :0,9) = 7,75/(0,77'0,9) = 11,18 A

Con este valor se va a la tabla de intensidades a temperatura 40 oC y se mira la intensidad para una instalación tipo E y 2 conductores termoestables (XLPE2). Nos sale una sección de 1,5 mm 2 (24 A). 2. De paneles a cuadro ee. El tipo de instalación es en tubo, 81. Hay 8 filas, pasarán 8 circuitos el FC c = 0,5. Y los tubos expuestos al Sol hacen que los conductores estén a 50 oC, FCr = 0,89.

'z = 7,75 A -7 'e = 'z/(Fee·Fe~ = 7,75/(0,5'0,89) = 17,42 A Con este valor se va a la tabla de intensidades, a temperatura 40 oC y para la instalación tipo 81 y 2 conductores (XLPE2) nos sale una sección de 1,5 mm 2 (20 A}. 3. De generador a regulador. El tipo de instalación es en tubo, 81. Los tubos expuestos al Sol hacen que los conductores estén a 50 oC, FCr = 0,89.

'3 = 62 86

-7 'e = Iz/Fer = 62/0,89 = 69,66 A

- - - - - - - - - - - - - - - -- - - - - - - - - -- - - - - - - U nidad 5 . Diseño de instalaciones Volvemos a la tabla y para el tipo 81 y 2 conductores (XLPE2), la sección es de 16 mm 2 (87 A). No es necesario aplicar más factores de corrección, el resto de instalación es interior, de tipo 81 y 2 conductores (XLPE2). Con las intensidades obtenidas se busca en la tabla la sección: 4. De regulador a batería: 62 A ~ S = 6 mm 2 • 5. De regulador a inversor: 31,25 A ~ S = 4 mm 2 • 6. De regulador a cargas: CC: 4,275 A ~ S =1,5 mm 2 • 7. De inversor a cargas CA: 3,25 A ~ S = 1,5 mm 2 •

e) Comparativa de secciones: Se crea una tabla con las secciones obtenidas por cdt y calentamiento, después se elige la sección mayor: Sección cdt (mm 2 )

Recorrido

Sección por factores de corrección (mm 2 )

Sección comercial (mm 2 )

3,4

1,5

4

8,6

1,5

10

113,6 (93,1)

16

95

De regulador a batería

17,0

6

25

De regulador a inversor

60,1 (23,2)

4

25

6

1,5

6 Ó 10

0,6(1,9)

1,5

2,5*1

Entre paneles De paneles a cuadro CC De generador a regulador

De regulador a cargas CC De inversor a cargas CA

*1 El RE8T dice que las tomas de corriente, como mínimo, serán de 2,5 mm 2 • 2x1Omm 2 r - - - - -- - - - , " - - - - - Cargas

"cc·

Cuadro

ce

Fila 1

24V

I J

I 1 I I

1,

Fila 8

15

1'6

2x2Smnf

Fig.5.7. Esquema de sección de los conductores de la instalación autónoma.

Ejercicio 1. Hacer el punto 6. Cableado de la parte práctica Instalación autónoma. 2.

Hay diferentes fabricantes o proveedores de conductores (Prysmian, General Cable, Tritec, etc.) a los que podéis consultar los cables a utilizar en cada punto. Buscar los que se necesitan para el ejercicio anterior, anotando sus características.

3.

Hacer el punto 7. Esquemas de la parte práctica Instalación autónoma.

87

5.3. Diseño de una instalación a red Definiciones previas: Potencia pico. Potencia del panel en CEM. Si hablamos de la potencia del campo generador, será la potencia de pico multiplicada por el número de paneles instalados. Potencia instalación o nominal. Suma de las potencias de los inversores (fabricante).

5.3.1. Características de los componentes y materiales Como mínimo grado de aislamiento eléctrico clase I para equipos (módulos e inversores) y materiales (conductores, cajas y armarios de conexiónL exceptuando el cableado de continua, que será de doble aislamiento y un grado de protección mínimo de IP65.

a) Generador Los módulos llevarán el marcado CE, según la Directiva 2006/95/CE sobre material eléctrico destinado a utilizarse con determinados límites de tensión. Llevarán los diodos de derivación para evitar las posibles averías de las células y circuitos por sombreados parciales. Tendrán un grado de protección IP65. Los marcos laterales serán de aluminio o acero inoxidable. La estructura del generador se conectará a tierra. Se instalarán fusibles, interruptores, etc., en ambos terminales para la desconexión; de forma independiente de cada una de las ramas del resto del generador, con el fin de tener instalaciones seguras y facilitar el mantenimiento.

b) Inversores Con potencia de entrada variable para que sean capaces de extraer en todo momento el máximo. Podrán trabajar de forma continuada con una irradiancia superior al 10% a las CEM y soportar picos de un 30%. Características básicas: Principio de funcionamiento: fuente de corriente. Auto conmutado. Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador

MPPT. No funcionarán en isla o modo aislado.

Configuraciones: b.l) Un inversor Varias cadenas (filas) conectadas al inversor. Se utiliza para poca potencia. Es económico y necesita poco mantenimiento. Los inconvenientes son un fallo del inversor, la ampliación y que se pierde energía porque se adapta a la fila que da menos potencia.

Recuerda •••

b.2) Un inversor por fila

Potencia pico: Potencia del panel o del campo solar en CEM.

Cada inversor podrá funcionar en el punto de máxima potencia, MPPT. Se podrá utilizar en cada cadena módulos diferentes. El uso es en centrales de tamaño medio. Instalación más cara y necesita mayor mantenimiento por el número de inversores.

Potencia de Instalación o nominal: Suma de la potencia de los inversores.

88

b.3) Varios inversores con más de una cadena El generador se divide en subcampos y cada uno con un inversor. Se utilizan en instalaciones grandes. Se recomienda que cada cadena se pueda desconectar por

separado. La planta tendrá un sistema de diagnóstico que compruebe la produc-' ción de las distintas filas.

MW Fig.5.8. Configuraciones del inversor.

M~~ Los inversores suelen ser de hasta 5 KW en monofásico y después trifásicos, pueden llegar hasta 500 KW ó 1 MW. También se pueden poner tres inversores monofásicos que se repartan la potencia equitativamente con el neutro en común.

5.3.2. Pérdidas por orientación y sombras Los valores admisibles están en la siguiente tabla: Orientación e inclinación (01)

Sombras Total (01+5)

General

10%

10%

15%

Superposición

20%

15%

30%


40%

20%

50%

Integración arquitectónica. Cuando revisten, dan sombra o cierran (tejado o fachada) y sustituyen a elementos de la construcción. Superposición. Cuando van paralelos a la envolvente del edificio.

5.3.3. Rendimiento energético de la instalación (PR) A continuación se explican los elementos que provocan pérdidas y el proceso de cálculo. Aunque nosotros no lo utilizaremos, utilizaremos el valor aproximado de PR = 0,7 que establece eIIDAE. Su valor varía en el tiempo y se realiza en medias mensuales. La fórmula es:

PR(%) = (100 - A - p I . B . c· templ

o . E . F.

Donde:

A = 100*(Al + A2 + A3 + A4)

89

Unidad 5 . Diseño de instalaciones - - - - - - - - - - - - -- -- - - - - - - - - - - - - - - - - Pasamos a detallar cada elemento : Valor aproximado

Explicación y valores

Media anual

Día despejado

Al

Dispersión de los parámetros entre los módulos, normalmente no se trabaja a las condiciones CEM. El límite es 10%, valores inferiores a 5% equivalen a un buen campo solar.

0,02 (IDAE)

A2

Polvo y suciedad sobre los módulos. Necesario el mantenimiento de éstos . Entre un 1 y un 8%.

0,03 (IDAE)

A3

Reflectancia angular y espectral. La superficie de las células tiene reflexiones, las que son texturizadas menos. En invierno son peores. Entre un 2 y un 6%.

0,03 (IDAE)

0,01 (IDAE)

Inferior al 10%

A4

Factor de sombras, FS.

Tc

Temperatura de trabajo de las celulas: Tc =Tamb + (TONC-20) . E/800 Tamb = Se mide a la sombra. TONC = Temperatura de la célula a 800 W/m 2, lo da el fabricante. E = irradiancia solar en W/m 2 ( lo da la célula calibrada).

45° (IDAE)

Pérdidas anuales por temperatura células. Ptemp (%) = (0,0035 . (Tc-25)) . 100 Entre el S y 8%. Cambia cada mes, la ventilación es buena en zonas de viento. Suele ser unos 20 oC por encima Tamb si estan ventilados por detrás. En fachadas de edificios entre un 5 y un 15% más.

0,08 (IDAE)

B

Coeficiente por pérdidas de cableado y protecciones continua: En los cables es de un 1,5% y las protecciones se desprecian, quedando un 98,5%.

0,985 - 0,99

C

Coeficiente por pérdidas de cableado alterna: Se permite hasta un 1,5%.

C = 0,98 - 0,995

D

Coeficiente por pérdidas por paradas de la instalación: Se recomiendan pérdidas del 5%, quedando el 95%.

D = 0,95

E

Eficiencia del inversor.

F

Coeficiente por la pérdida del punto de máxima potencia (PMP) yarranque del inversor.

Ptemp

Superior al 0,9 Entre el 0,9 y 0,95

Ejemplo 11

El cálculo del PR con los valores medios que nos da la tabla anterior es:

=100*(Al + A2 + A3 + A4) =100*(0,02 + 0,03 + 0,02 + 0,05) =12% PR(%) =(100 - A - Ptem ) . B . c· o . E· F =(100 - 12 -6) . 0,99 . 0,99 . 0,95 . 0,95·0,93 =82 . 0,82 =67,24% A

5.3.4. Dimensionado del sistema Datos previos: El periodo de diseño será anual para conseguir la máxima producción energética. Los valores de inclinación y de la K serán:

60Pt = qJ -10 K = 1,15 A partir de la potencia que decidamos para la instalación, buscaremos inversores que nos la suministren y después elegiremos los paneles que, combinándolos en serie y paralelo, se adapten a la entrada del inversor de la forma más óptima posible.

90

- - - -- -- - -- - - -- - - - - - - -- -- - - - - -- -- -Unidad 5 . Diseño de instalaciones

a) Agrupación de paneles e inversores a.1) Módulos. Deberemos conocer sus tensiones y corrientes. Es recomendable que sean del mismo modelo ya que se ha de garantizar una compatibilidad total de valores eléctricos. a.2)

Forma de conexión de los módulos. Se conectan paneles en serie sin superar la

tensión máxima y de circuito abierto del inversor, a esta fila se le llama rama o string. NS Módulos en

E~·"e3 Fig.5.9.

Vr = Ns x V

Una fila de paneles.

Ir = I

Se formarán ramas en paralelo sin superar la corriente máxima y de cortocircuito que soporta el inversor.

Fig.5.10. Vr

Conexión mixta de paneles.

=Ns x V

Esta configuración conectada al inversor forma un grupo y se harán los necesarios para llegar a la potencia que se quiera instalar.

Ejemplo 12 Queremos una instalación conectada a la red de unos 4 KW en Barcelona. Los dispositivos a utilizar son:

Inversor

Panel solar

Parámetro

Símbolo

Unidad

Valor

Parámetro

Símbolo

Unidad

Valor

Potencia nominal CA (alterna)

P.mv

W

2.000

Potencia nominal

Pp

Wp

150

Potencia máx. CC (continua)

Tensión de pico

Vp

V

37,S

Pe max

Wp

2.100

Vea p

V

40

Potencia mín. CC

Pe min

Wp

Tensión en circuito abierto

Tensión máx. CC

Vcmax

V

Corriente de pico

Ip

A

4

560

ee

Vcmin

V

175

Corriente de cortocircuito

Ice p

A

4,5

Tensión máx. CC en circuito abierto

Ve ca inv

V

560

Intensidad máx de CC

le .Inv

A

12

Tensión mín

91

a) Se trata de saber cuántos inversores y paneles necesitamos. Lo hacemos completando la siguiente tabla: Datos Iniciales

Explicación y fórmula

Unidad

Valor

Potencia nominal de instalación (P T)

La que queremos instalar.

W

4.000

P1nv

W

2.000

Potencia del inversor (P in) Nº de inversores y de grupos (G)

2

G = PT/P inv

Potencia máxima CC inversor Potencia del panel (P p) Nº paneles máx. de un grupo (N p)

Pce .InV

W

2.100

Pp

Wp

150

Np = Pccinv/P /

14

NpT = G· Np

28

Paneles máx. totales

*Cogemos la potencia de continua que aguanta el inversor para calcular el número de paneles.

Resumen: Nos salen 2 grupos de 14 paneles cada uno. b) Vamos a diseñar la configuración en serie todos los grupos son iguales: Parámetro Número de paneles máx. en serie Número máx. de ramas en paralelo Total de paneles del grupo Potencia total del grupo (P G) ¿P G supera la máxima del inversor?

y paralelo de los módulos de un grupo, ya que normalmente


Unidad

Valor

Nps = Vcca inv/Vca p

Uds

14

Npp = ICinv/lccp

Uds

2,7

Se combinan Nps y Npp para conseguir N p (N p = Nps . Npp )

Uds

Nps =7 Npp =2

PG = Pp . Npp ·N ps

KW

2,1

Sí, hay que reducir paneles (se reducen en serie, en paralelo quitas toda una rama).

No, es igual

Resumen: Los grupos son de 2 ramas de 7 paneles cada una. c) Comprobación que el grupo de paneles cumple los valores eléctricos del convertidor: Explicación y fórmula

Unidad

Valor

Vrama =N ps x Vp

V

262,5

Sí, el inversor funciona.

V

Sí (175 V)

1rama = 1p

A

4A

Corriente de cortocircuito por rama

IcCJama =1 cc

A

4,5A

¿Se supera la corriente máxima del inversor?

1cc G = Npp ·1 cc_rama

Parámetro Tensión por rama ¿La Vrama supera la tensión de conexión del inversor? Corriente por rama

9A, No, es 12 A

Resumen: Se comprueba que el inversor tiene suficiente tensión para activarse y la corriente está dentro de los valores permitidos. d) Los valores de potencia nominal y del campo solar son: Parámetro


Unidad

Valor 2

Número de grupos

G

Potencia solar total

PsolarT = G· PG

Kwp

4,2

PT = G· P.InV

Kw

4

Potencia nominal de instalación

Resumen: Tenemos dos potencias en la instalación y sabemos que el inversor trabaja bien hasta un 10% por encima de su Pnom .

92

Ejemplo 13 Esquema final del sistema de conexión a red eléctrica: Campo solar 1

2,1 KWp, 2 filas de 7 paneles en serie de 150Wp

Fila 1

lov.1 Punto de intetconexlón

Cuadro GB

Fila 2

5

241230V 2KW

Campo solar 2

c::::::J

I---+------l

~

2,1 KWp. 2 filas de 7 paneles en serie de 15OWt:1

Inv.2

FIla 1

Ftla2

241230V

22

2KW

28

Fig.5.10. Esquema del ejemplo de conexión a red.

Ejercicio 1. Haz el cálculo de la Instalación conectada a red de la parte práctica y el esquema de un grupo.

Ejemplo 14 Vamos a encontrar la sección de los conductores: Campo Soaar 1

2

Fila 1

Cuadro

ce

3

Inv.1 Cuadro ca

Punto de interconexión

5

Filan

I I I

Inv.2

Campo'Solar 2

Fig.5.12. Tramos de cableado en una instalación a red.

93

Unidad 5 . Diseño de instalaciones - - - - - - - - - - - - - - - -- - - - - - - - - - - - - - - -

Longitud de línea (m)

Intensidad (A) l=l,ZSxltramo

Tensión (V)

cdt (4V) en%

Valor (mm 2)

2

5,625

37,5

0,75

1,4

10

5,625

262,5

0,75

1,0

10

11,25

262,5

0,68

2,1

4. De inversor a cuadro distribución

2

10,9

230

0,14

2,3

5. De cuadro a punto de interconexión

10

21,75

230

0,68

4,7

Parámetro 1. Entre paneles* 2. De filas al cuadro de 3. De cuadro

ee*

ce a inversor

Fórmula

S=200·Llp/

V·l:N

*Estos dos tramos son internos del generador. Por lo que la cdt de 1,5% se aplica a partir del cuadro

Ce.

Explicación: a) Las tensiones: Entre paneles: la Vp de un panel es de 37,5 V. De las filas al inversor: La de la fila, tenemos 7 paneles -7 Vrama = 7 . 37,5 = 262,5 V. Del inversor al punto de interconexión son 230 V ó 400 V.

b) Cálculo de intensidades (en la tabla multiplicada por 1,25, según 'TC40): 1. Entre paneles. La intensidad es la de un panel, 2. De filas al cuadro 3. Del cuadro

ce.

Cada fila es

lec

'ce

=4,5 A.

= 4,5 A.

CC o generador a inversor.

Llegan 2 filas, la

'eeT

=2·

Ice = 2 . 4,5

=9A.

4. Del inversor al cuadro de CA. La Vnom = 230 V, , = 2.000 W/230 V = 8,7 A. Suponemos cosep = 1.

5. Del cuadro de distribución al punto de interconexión. La potencia de los dos inversores, el doble de corriente, 17,4 A.

e) Cálculo cdt: Los tramos 1-2, 0,75% para cada uno. Distribuimos la cdt de 1,5% entre los tramos 3-4-5: d T =10 + 2 + 10 = 22 m. El % de cdt por metro: 6V 1m

=1,5%/22 m =0,068%/m.

y % de cdt en cada tramo:

3. De generador a inversor: lJV 3 = 10'0,068 = 0,68%. 4. De inversor al cuadro de distribución: lJV4

=2'0,068 =0,14%.

5. De cuadro de distribución al punto de interconexión: lJVs

=10'0,068 = 0,68%.

Ya se puede encontrar la sección de los conductores con las fórmulas de la tabla.

d) Cálculo de sección

por calentamiento:

Omitimos el cálculo porque es similar al de la instalación autónoma (Ejemplo 10).

94

- - - - - - - -- - - -- - - - -- - - -- - - - - -- - - - -Unidad 5 . Dise'::::e

-~

:: :J1es

e) Comparativa de secciones: Sección cdt (mm 2 )

Recorrido Entre paneles

Sección calentamiento Sección CDllticial (rnrnZ) (mm 2 )

lA

1,5

1,5

1,0

1,5

l,S

2,1

1,5

2,5

De inversor a cuadro distribución

2,3

1,5

2,5

De cuadro a punto de interconexión

4,7

2,5

6

De filas al cuadro De cuadro

ce

ce a inversor

Ejercicio 1. Haz el apartado 3, Cálculo de conductores, de la parte práctica Instalación conectada a red.

5.3.5. Cálculo de la producción anual esperada Para conocer la producción eléctrica que tendrá la instalación. Se incluye en la memoria técnica, se calculan las producciones mensuales teóricas en función de la irradiancia, la potencia instalada y el rendimiento de la instalación. Los datos necesarios son: a) Gdm(Oj. Valor de irradiación mensual sobre la superficie horizontal. Lo conseguimos de algún organismo oficial. b) Gdm(a opt ,8opt j. Valor de irradiacion mensual sobre la superficie del generador obtenida, por ejemplo, de la fórmula: Gdm (a,8j = Gd)Oj . K ·FI·FS c) El rendimiento energético, PRo La energía inyectada se calcula:

Ep

Gdm(a,p)·pmp ·PR KWh/día GCEM

Pmp = Potencia solar. Si se quisiera calcular la mensual, se añaden a la fórmula los días que tiene ese mes. Los datos se presentan en una tabla con los valores medios mensuales y el promedio anual.

Ejemplo 15 Para un generador de Pmp =1 KWp, orientado al Sur (a =0°) e inclinación 35°, se ha encontrado su producción anual. El proceso ha sido: Calcular el PR para cada mes (Siguiendo el punto 5.2.3. Rendimiento energético). Coger Gdm(Oj de tablas de radiación oficiales. Aplicar la fórmula para encontrar la energía inyectada a la red Ep cada día de ese mes:

Ep_enero =

Gdm(a,p)·pmp ·PR G

3,12'1·0,851 2 65 KWh l ' día

CEM

95

Si se quiere encontrar la energía producida en un mes, se multiplica por los días que tenga cada mes:

Ep enero -

KWh 31díos

=2,65 - ,_. - - - =82,2Kwh / mes lmes

dio

Producción anual (KWh/mes)

=

=

Mes

Gdm (O) (KWh/(m 2·día))

Gdm (a O, P 35) (KWh/(m 2 'día))

PR

Ep (KWh/día)

Energía mensual (KWh/mes)

Enero

1,92

3,12

0,85

2,65

82,2

Febrero

2,52

3,56

0,84

3

84,0

Marzo

4,22

5,27

0,8

4,26

132,1

Abril

5,39

5,68

0,8

4,55

136,5

Mayo

6,16

5,63

0,8

4,48

138,9

Junio

7,12

6,21

0,77

4,76

142,8

Julio

7,48

6,67

0,75

5,03

155,9

Agosto

6,6

6,51

0,76

4,93

152,8

Septiembre

5,28

6,1

0,77

4,69

140,7

Octubre

3,51

4,73

0,81

3,82

118,4

Noviembre

2,09

3,16

0,84

2,64

79,2

Diciembre

1,67

2,78

0,85

2,36

73,2

Promedio

4,5

4,96

0,8

3,94

119,7

Se suele representar el histograma para verlo más claro: • ENERGíA MES (KWh/mes)

180,0 160,0 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0

-

-

PRODUCCiÓN ANUAL r--

-

1----

-

1----

1----

1--

-

1----

-

-

1-

1----

1--

-

f--

-

1----

1----

r--

-

1----

-

1--

-

¡--

;--

r--

-

¡--

¡---

-

f--

-

¡---

-

1-

-

¡-

I

I

~

1-

-

¡--

~

11-

¡---

1-

i-

I

Fig.5.13. Histograma de la producción mes a mes.

Ejercicio 1. Hacer los apartados 4 y S, Previsión de producción e histograma, de la parte práctica de la Instalación conectada a red.

96

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - U n i d a d 5 . Diseño de instalaciones

Parte práctica 1. Instalación autónoma El IDA E pide que los cálculos de la instalación estén en unas tablas resumen. Así que vamos a diseñar una instalación completando estas tablas. Instalación a diseñar Una casa de verano en Girona (latitud 43°). Los datos son: Uso estival. La inclinación que se le da a los paneles es de 45° y el ángulo de azimut es de O°. Hay unas pérdidas por orientación e inclinación de los paneles del 8%. Unos árboles nos dan un 5% de sombreado. El panel a utilizar es: Tipo

Wp (Wp)

Vp (V)

Ip (A)

Vea (V)

lec (A)

M-200

200

30

6,66

32

7,5

1. Cálculo del consumo Servicio

Unidades

Consumo (W)

Horas/día

Lámparas de bajo consumo CC

8

20

2,5

Frigorífico CA

1

200

5

Lavadora CA

1

400

0,5

TVCA

1

150

2

Ordenador CA

1

100

4

Bomba piscina CC

1

500

4

Inversor en vacío

1

1,5

24

Regulador

1

1

16


Potencia cargas total (W) Energía diaria total, ED (Wh/día)

2. Dimensionado del generador Datos de orientación, inclinación e irradiación Parámetro

Unidades

Comentario

Valor

Localidad Latitud (Q»

Eo

o

KWh/día

Periodo de diseño

Consumo de la carga K=

(aoPtl ~oPt) (a,~)

Gdm (O)

KWh/(m 2 • día)

Fuente:

FI FS

Causa

PR

97

Datos de orientación, inclinación e irradiación Parámetro

Unidades

Gdm (a,~)

KWh/(m

2

•

Comentario

Valor

Gdm (a,~) = Gdm (0)·K·FI3FS

día)

P

Pmp,mln

Kwp

Pmp

KWp

-

pm,min -

ED'GCEM Gdm(a,p).PR

Potencia real del generador, Pmp < 1,2·P mp,min

3. Cálculo del acumulador Parámetro

Unidades

Valor

Comentario

Vnom

V

Tensión nominal de la batería

LD

Ah/día

Consumo diario: LD = E/V NOM

'1 ¡nv

0,85

Rendimiento inversor

'1rb

0,80

Rendimiento regulador y batería

A

Autonomía, la mínima que pide el IDA E

Días

Profundidad máx. permitida por el regulador

PD max C20

Ah

C2/Icc

h

Ca pacidad batería: C20 =

A·LD

PDmáx 'lhnv

'1]rb

C20

- ::; 25, lec del generador en CEM Icc

4. Dimensionado del regulador Parámetro

Valor

Comentario

Corriente cortocircuito total, ICCT

Es la del campo solar

Corriente cargas, Icargas

ICARGA = Pcarga/Vnom (mirar tabla consumo)

Intensidad entrada regulador, lent

IREG > 1,25 . ICCT

Intensidad salida regulador, Isal

IREG > 1,25 ' ICARGA

5. Dimensionado del inversor Parámetro

Valor

Unidades

Comentario

Potencia de salida

W

Consumo de alterna

Rendimiento

%

Depende de la potencia del inversor, mirar teoría

Sobrecarga inversor

%

6. Cableado Pérdidas por cdt Longitud de línea (m)

Tramos

1. Entre paneles 2, De paneles a cuadro

2

ee

3. De generador a regulador

98

5 5

Intensidad (A)

1=1,25xl tramo

Tensión (V)

cdt (~V) en%

Valor (mm 2 )

Fórmula

- - - - -- - - - -- -- - -- -- - - - - - - - - - -- - - -- -Unidad 5 . Diseño de instalaciones

Pérdidas por cdt Longitud de línea (m)

Tramos

4. De regulador a batería

1,5

5. De regulador a inversor

0,5

6. De regulador a cargas CC

3

7. De inversor a cargas CA

3

Intensidad (A) 1=1,25xltramo

Tensión (V)

cdt (~V) en%

Valor (mm 2 )

Fórmula

Otras pérdidas Intensidad (A) I = 1,25xltramo

Tramos

FCrPor temperatura

FCs por exposición solar

FCc varios circuitos

I rectificada (A)

(IR = I/FCT)

Sección (mm 2 ) (tabla)

1. Entre paneles

2. De paneles a cuadro

ee

3. De generador a regulador 4. De regulador a batería 5. De regulador a inversor 6. De regulador a cargas CC 7. De inversor a cargas CA

Sección final Sección cdt (mm 2 )

Tramos

Sección por factores de corrección (mm 2 )

Sección comercial (mm 2 )

1. Entre paneles* 2,. De paneles a cuadro

ee*

3. De generador a regulador 4. De regulador a batería 5. De regulador a inversor 6. De regulador a cargas CC 7. De inversor a cargas CA

7. Realiza el esquema final de la instalación autónoma calculada y el esquema de la sección de los conductores.

99

Unidad 5 . Diseño de instalaciones - - - -- - - -- - -- -- - - -- - - - - - - - - - - - - -- - -

2. Instalación conectada a la red eléctrica 1. Realizar una

instalación conectada a la red de unos 5 KW en Barcelona. Los dispositivos a utilizar son:

Inversores

Panel solar

Parámetro

Símbolo

Unidad

Inv.l

Inv.2

Potencia nominal (alterna)

PnomJnv

W

2.400

1.600

Potencia máx. CC (continua)

Pemax

Wp

Potencia mín. CC

Pemln

Wp

Tensión máx. CC

Vemax

V

600

300

Tensión mín. CC

Vemin

V

175

75

Tensión máx. CC en circuito abierto

Veea inv

V

650

450

Intensidad máx.de CC

Icinv

A

20

12

2.800

1.800

Parámetro

Símbolo

Unidad

Valor

Potencia nominal

Po

Wp

175

Tensión de pico

Vp

V

35

Tensión en circuito abierto

Vca

V

38

Corriente de pico

Ip

A

5

Corriente de cortocircuito

Iee

A

5,5

Realiza el diseño de la instalación para el inversor más adecuado. Has de comenzar el cálculo con los dos y verás que hay uno que no se adapta bien. A partir de ese punto continúa sólo con el que da el resultado correcto. Explicación y fórmula

Unidad

Potencia nominal instalación (P nomT)

La que queremos instalar

W

Potencia nominal inversor (Pnom in)

Pnom inv

W

Datos Iniciales

Nº de inversores y de grupos (G)

Valor

G = PnomT/ Pnom

Potencia máxima CC

Pe max

Potencia panel.(P p )

O

W

Psolar

Pp

Nº paneles máx. de un grupo

Wp

Np = Pema/P p

Paneles máx. totales

*

NpT =G· Np


Unidad

Número de paneles máx. en serie

Nps = Ve e/Vea

Uds

Número máx. de ramas en paralelo

Npp = le inv / lec

Uds

Se combinan Nps y Npp para conseguir Np (N p = Nps ' Npp )

Uds

P=P·N G p pp ·N ps

KW

Grupo

Total de paneles del grupo Potencia total del grupo (P G) ¿p G supera la máxima del inversor?

Valor

Sí, hay que reducir paneles (casi siempre se reducen en serie, en paralelo quitas toda una rama).

Comprobación valores eléctricos

Tensión por rama ¿La Vrama supera la tensión de conexión del inversor? Corriente por rama


Unidad

Vrama = Nps X Vp

V

Sí, el inversor funciona.

V

Irama

=Ip

A

Corriente de cortocircuito por rama ¿Se supera la corriente máxima del inversor?

A

Ice G = Npp ·1 ce rama

Valor

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - U n i d a d 5 . Diseño de instalaciones

Potencia del generador y potencia nominal


Número de grupos

G

Potencia solar total

PsolarT = G· PG

Kwp

PnomT = G· Pnom .onv

Kw

Potencia nominal de instalación

2.

Unidad

Valor

Realiza el esquema de un grupo.

3. Haz el cálculo de las secciones de los conductores. 4. Calcula la previsión de producción anual en medias mensuales y la ganancia (dinero ganado por KWh vendidos). Sabiendo que FI = 95%, FS = 90% Y los valores de Gdm (O) están en la siguiente tabla.

Mes

5. Hacer el

Gdm (O)

Gdm (a,p)

(KWh/(mz·día))

(KWh/(mz·día))

Enero

1,72

Febrero

2,78

Marzo

3,78

Abril

5,05

Mayo

5,91

Junio

6,32

Julio

6,21

Agosto

5,27

Septiembre

4,22

Octubre

3,27

Nbviembre

1,92

Diciembre

1,63

Promedio

4,0

PR

Ep (KWh/día)

Ep (KWh/mes)

Prima (Euros/mes) 1 KWh =0,30€

histograma de la energía generada cada mes.

Práctica Otras actividades 1. A partir de las instalaciones calculadas, encontrar los componentes que compraríamos. Dar sus características y, si los encontráis, los precios.

2.

Hacer los programas de Excel para el cálculo de los dos tipos de instalaciones.

3.

En el peT para autónomas del IDA E está la explicación de una instalación de bombeo. Con esta información, encuentra la energía para el bombeo diario del siguiente sistema:

Bomba que extrae 500 litros de un pozo con rendimiento del 50%. La altura equivalente de bombeo es de 5 m y las pérdidas por fricción en las tuberías equivalen a 0,5 m. La prueba de bombeo en el pozo nos da la siguiente información:

Hsr = 5 m Hor = 25 m Qr= 10 m3/h

101

Unidad 6 Aparatos

de maniobra y protección

C25

-230V


Grupo generador.

6.2

Protecciones del inversor.

6.3

Protecciones del inversor al Cuadro de Protección y Medida, CPM.

6.4

Protección contra sobretensiones.

6.5

Otras protecciones, del inversor a la red de distribución.

6.6

Esquemas de los equipos de protección.

6.7

Puesta a tierra.

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ Unidad

6 . Aparatos de maniobra y protección

Los elementos de protección sirven para evitar daños en cables, aparatos y personas. Las intensidades grandes pueden provocar incendios (en cables), estropear aparatos o producir choques eléctricos en las personas. Las protecciones evitarán contactos directos, indirectos, cortocircuitos, sobrecargas y sobretensiones. La parte de continua no se recomienda que vaya con protecciones de alterna.

6.1. Protección en continua contra sobreinfensidades 6.1.1. Grupo generador 1

2

3

N

t Fig.6.1. Generador con corriente de fuga. Se crea una corriente de fuga de valor N-l veces la intensidad de una rama. La máxima corriente que habrá es la de cortocircuito del campo solar, los conductores se dimensionan para soportar (1,25 . Icc). Si en el generador hay 3 o más ramas en paralelo y se produce un cortocircuito, la corriente tendrá un valor de:

leep . (N-1) N =Número de filas Para 3 filas: Iee = 2 · Ieep En paralelo la tensión es igual. Si una fila baja su tensión, las otras para iguaíarse hacen una fuga rápida de intensidad pudiendo provocar daños en la fila de menor voltaje.

Recuerda ••• Para evitar sobreintensidades en grupos de tres o más filas se pondrán diodos de bloqueo, fusibles o magnetotérmicos en cada una. El diodo en inversa que llevan los paneles soporta 1,5 veces su lec, sirve para un grupo de dos filas.

Los fusibles no se pueden abrir en carga, se debe desconectar primero el interruptor general.

Para evitarlo se ponen en grupos de 3 o más filas: diodos de bloqueo, fusibles o magnetotérmicos en cada una. Además del diodo en inversa que llevan los paneles que soporta 1:5 veces su Icc (sirve para un grupo de 2 filas).

a) Diodos de bloqueo Simplemente impiden el paso de la corriente inversa. Se calculan para aguantar 2· Icc de un panel y una tensión inversa 1,2 . VCaG (circuito abierto del grupo) en condiciones CEM. El inconveniente es que tienen un consumo y sólo se recomiendan cuando sea difícil el acceso o haya sombreados parciales. La ventaja es que no se han de reponer como los fusibles.

b) Fusibles Se dimensionan para soportar entre 1,25 y 2 veces la Icc de la fila y una tensión de 1,2 . VCaG (se llega en invierno y a primeras horas de sol). Deben ser de disparo gR, específicos para semiconductores.

103

Unidad 6 . Aparatos de

~aniobrayp rotecc ión ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

I

t-

100

etU ea.

-"

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~

10 ~ ~

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-

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I

10

Fig.6.2.

~

~

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E

1=

,,

-H

~~

TI

"8. G>

0.1-

...

~~: l-~

• • 1-::;

~

~ o

\

1,000

100

Corriente prevista (A ef)

Curvas de fusibles gR.

El inconveniente es que se ha de reponer el cartucho, pero disipan cia que los diodos, unos 0,2 V frente a 0,6 V.

~enos

poten-

e) Interruptores automáticos magnetotérmicos Tienen que ser en continua y todavía hay pocos fabricantes. Se dimensionan para actuar co~o ~áximo a 1,5 . Icc de un panel ya la tensión de 1,2 . VCOG ' La curva de disparo es de tipo Z, para se~iconductores (salta entre 2 y 3 veces su In), aunque se empiezan a fabricar especiales para fotovoltaica . ll(S) 10000

1 .1

5000 1H

•

2000

J

500

200 100 50

11 _1

1

1

1

1 1 111

1 1

,

1 1111

1 1

'-

1'\0

I

1000

11.

1

20

1

10 5 2I

1

I

1

l. 1I1 1I 11 ¡

11

'1

I1

1

1

11

I I

I tU

1 1

1

I 1I1 1I

I

0,5 0.2

.1

I

0.1

I

1

1

I 111 111 11

I 1

I

[

0.05 1

0.02 0.01

1

_~

'-l I

I

1II

..1

~

1

0.005

Fig.6.3. Curva tipo Z de un magnetotérmico.

104

0.002 0.001

I 0.5

2

11

I 11 11 [ 1

1 I

1 ti

3 4 5 7 10

20 30

50 70100

_

..

ax> IIlR

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~U nidad6·Aparatosde ~aniobrayprotección

Ejemplo 1 Tene~os

un grupo for~ado por 3 filas de 10 paneles en serie. Los datos son: leep = 5 A

~Gca =450 V a) Cálculo de los diodos: '¡nv = 2 . leep = 10 A V¡nv =1~2 . VGca

=540 V

b) Cálculo de los fusibles: '

F

=1~25... 2 . leep =6~25 ... 10 A V = 1~2 . VGca = 540 V

c) Cálculo del interruptor auto~ático:

I =1~5 . 5

= 7~5 A V =1~2 . 450 =540 V La In de este interruptor será de unos 3 A~ ya que saltará al superar 2 Ó 3 veees ésta (1 ::: 2~5 In). Buscare~os valores co~erciales de protecciones para estas corrientes y tensiones.

Ade~ás,

los fusibles y PIAS sirven para desconectar cada fila del resto de la instalación cuando sea necesario.

Características: Bases portafusibles secciona bies. Incorporan los fusibles, per~iten desconectar la ra~a pero no hacer la maniobra en carga, se desconecta antes el interruptor general o seccionador. Protegen a las dos polaridades, en la figura 6.4. de F1 a F4. Interruptores automáticos bipolares. Pueden abrir el circuito en carga y no necesitan reponer co~ponentes, cada vez se usan ~ás. La desventaja es que son ~ás caros. A la salida del grupo solar habrá un seccionador para desconectar el grupo en carga (Q1 en la figura 6.4.). Se di~ensiona para soportar 1~5 . ' GCC y la tensión VGca en condiciones CEM. En instalaciones autónomas se sitúa junto al regulador para desconectar antes el solar que la batería de acu~uladores.

ca~po

CAMPO

MANIOBRA C.C.

P1

Fig.6.4. Cuadro de maniobra continua. En el ~is~o cuadro inclui~os la protección contra sobretensiones (Pl) y el detector de aisla~iento a tierra (DA1). Se explican ~ás adelante.

105


~aniobrayprotección~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Ejemplo 2 Va~os a calcular el seccionador para el eje~plo 1:

1= 1,5· ' Gcc

=1,5 . Iccp . 3 filas =22,5 A VGca = 450 V

-.,.

Buscare~os un valor co~ercial para esta corriente y tensión.

Ejercicios 1. Co~pleta la siguiente tabla con las fór~ulas de cálculo para las protecciones de continua. Co~o eje~plo ya están las del diodo. Protección Diodo en inversa

I

V

2· Iccp

1,2.VGca

Fusible Magnetotérmico

ee

Interruptor de maniobra grupo

2. Tene~os un grupo de paneles for~ado

por 4 paneles en serie y 4 filas. Encontrar las características eléc-

tricas que han de tener las protecciones.

Panel

Wp

Vp

Ip

Vea

lec

230Wp

42 V

5,48 A

45V

6A

Protección

I

V

Diodo en inversa Fusible Magnetotérmico

ee

Interruptor de maniobra grupo

hoja aparte, porque ire~os añadiendo ele~entos, haz el esque~a del grupo solar con sus protecciones (elige entre fusible o ~agnetotérmico).

3. En una

Encuentra fusibles y ~agnetotérmicos co~erciales para los valores anteriores (por eje~plo, en la página deABB).

4.

6.1.2. Del regulador a las baferías Pueden aparecer corrientes muy elevadas, la batería tiene una resistencia interna baja yen caso de cortocircuito, la corriente la limita ésta y los conductores. Se pone un fusible, lo ~ás cerca posible al positivo de la batería (ver figura 6.5.). Su valor se calcula 1,5 Ó 2 . 'CCG y la tensión VcaG ' el poder de corte superior al de cortocircuito de la batería. Pueden ser de tipo gG (estándar). Antes de abrir la base portafusibles, el orden es desconexión del campo fotovoltaico y de la salida de consumo.

106

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~Unidad6·Aparatosde

Q

Regulador --./

Bateria

maniobra y protección

Inversor

-L

Fig.6.5. Fusible de la batería. También se pueden poner magnetotérmicos de continua, con curva de disparo normal, tipo B. Pero el valor de corte frente a cortocircuitos es elevado yeso los hace caros. El dimensionado es igual que en el fusible. El regulador suele tener incorporadas las protecciones de sobreintensidades en la línea de consumo.

Ejemplo 3

Vamos a calcular el fusible para la batería si tenemos el grupo del ejemplo 1: 1= 1,5 ... 2 . IGCC = 22,5 ... 30 A VGca = 450 V

Ejercicios

5. ¿Qué tipo de fusible es el gG?

6. Calcula el fusible que se pondría para proteger la batería en el grupo solar de los ejercicios anteriores. 7. La batería que ponemos es de 200 Ah Y tiene una Icc = 2.226 A. ¿Cuál será la capacidad de corte que ha de tener el fusible? 8. Queremos sustituir el fusible de la batería, ¿cómo lo extraeríais?

6.2. Protecciones del inversor Variarán según el tipo y tendrán, como mínimo, las siguientes protecciones: a) Inversor autónomo

-

Tensión de entrada fuera del margen de operación. Cortocircuitos en alterna. Sobrecargas que superen la duración y límites permitidos.

b) Inversor conectado a la red

Cortocircuitos en alterna. -

Tensión y frecuencia de red fuera de rango.

107

Unidad 6

·Aparatosdemaniobrayprotecdón ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Sobretensiones, con varistores o similares. Fallos en la red como microcortes, defectos de delos, ausenda y retorno de la red, etc.

6.3. Protecciones del inversor al Cuadro de Protecció!) y Medida, CPM No son obligatorias pero sí recomendables para operaciones de mantenimiento. Así se aísla a los inversores y se protege la línea de salida. Le llamaremos cuadro de maniobra CA, formado por: Interruptor automático, Q2. Protecdón contra sobretensiones, P2. Interruptor diferencial de 30 mA para evitar contactos indirectos. El interruptor automático: Actuará como máximo al 130% de la potenda. Con poder de corte, Icc = 4,5 KA. Bipolar (2 polos protegidos) o tetrapolar (3 polos protegidos y neutro seccionable). Q2

_

) ~~

--L7-_ _~+-+-----'í

101 ,

30mA

~-+---,.-t:r-..-r Fig.6.6. Cuadro de maniobra CA.

Ejemplo 4

Para el interruptor automático hemos de saber la Pnom de la instaladón (la de los inversores). En el ejemplo 1 sólo hay 1 grupo. Por tanto:

Pnom = 4,6 KW PIA

=1,30 . Pnom =5,98 KW

-7 PIA (25 A) =5.750 W

Con uno de 32 A nos pasaríamos.

6.4. Protección contra sobretensiones Hay sobretensiones transitorias por descargas atmosféricas que se han de derivar a tierra. Se utilizan los descargadores y la puesta a tierra de unos 100, hadendo que la corriente del rayo descargue por ésta. En instalaciones en terrados, al ser parcialmente aérea, según la ITC-BT 23 y el artículo 16.3 del REBT, es obligatorio el uso de protección para las sobretensiones. Las huertas solares, por su gran extensión, están expuestas a problemas atmosféricos. Muchas discontinuidades en el servido eléctrico tienen su origen en este motivo. Se suele utilizar una protección externa contra el rayo (pararrayos) y una interna contra las sobretensiones.

108

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~Un idad

6 . Aparatos de

~aniobra

y protección

Ta~bién hay sobretensiones per~anentes, que provocan una subida de tensión

Recuerda ••• La protección contra sobretenslones transitorias hace que las

descargas eléctricas se deriven a tierra. Según los dispositivos a proteger, utilizaremos protecciones de tipo I a IV para equipos más o menos sensibles. Se instalan después de un interruptor automático, evitando un cortocircuito si se avería el sobretensiones, y antes del diferencial para evitar disparos innecesarios de éste. Se deterioran con el uso, se han de incluir en el mantenimiento. La protección contra sobretenslón permanente sirve para desconectar la instalación, de esta forma se evitan posibles daños.

~enor

pero no se sabe su duración. Se originan por variaciones de tensiones en la red o por fallo del neutro. Al detectarlas se ha de desconectar la instalación auto~ática~ente ya que pueden provocar envejeci~iento pre~aturo de los aparatos, sobrecalenta~iento, fuego, etc. Este tipo de protección la suele llevar incorporada el inversor en la parte de alterna, para evitar las interferencias a la red de distribución y viceversa.

-y

6.4.1. Protección de sobretensión en continua Se instalan en la caja de conexiones del generador o a la entrada del inversor. La distancia de cobertura es de unos 15 ~. Se conectan entre el positivo, el negativo y tierra, P2 en la figura anterior. Sie~pre lo ~ás cerca posible del equipo a proteger. Para su di~ensionado aplicare~os: Tensión de servicio (Ve). Tensión ~áxi~a de trabajo. Vc (cc) = 1,25 . VGea Tensión de protección (Vp). La que hay ~ientras se está descargando la la tierra. Está Ii~itada por el pico de tensión que puede soportar un equipo (ITC-23). Hay cuatro categorías:

Categoría l. Equipos ~uy sensibles (1,5 KV). Por eje~plo, los ordenadores. Categoría IV. La ~ás robusta (6 KV). Para contadores o equipos principales de protección. Inom dese ~ 5 KA. Corriente de descarga a tierra. Imáx ' Corriente ~áxi~a que soporta el descargador sin deteriorarse. Si no hay pararrayos, unos 40 KA, sino puede ser ~enor. En zonas aisladas y con equipos de alto coste se puede llegar a 65 KA.

6.4.2. Parte de alterna Se coloca, entre el Inversor y el Cuadro de Protección y Medida, la conexión entre la fase, el neutro y tierra (si~ilar a la parte de continua). Para el cálculo sólo varia la tensión de servicio (Ve). Sus valores están entre 255 y 275 V.

Ejemplo 5 La protección para sobretensiones de los eje~plos anteriores: a) Continua: Ve (ce)

=1,25' V =562,5 V Gca

Vp suele ser suficiente para aparatos Tipo 11. Por tanto:

Inomodese ~ 5 KA ' máx

=20 Ó 40 KA.

b) Alterna. Sólo ca~bia Ve que será 255 ó 275 V.

109


~aniobrayprotecció n~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Ejercicios 9. Calcula, para el ejercicio 2, los valores de las protecciones del cuadro de maniobra de alterna y de la protección de sobretensión de continua. 10. Añade en el esque~a del grupo la protección de sobretensiones y las del cuadro de maniobra de alterna. 11 11. ¿Dónde se suelen utilizar pararrayos?

12. ¿Qué son

las sobretensiones per~anentes? ¿Qué riesgo tienen? ¿Có~o se solucionan?

6.4.3. otras características Se conectan aguas debajo de un interruptor auto~ático o fusible para evitar un cortocircuito en caso de que se averíe (Fig. 6.7.).

_.......

_~

.. ___ .. ___ . ,...... _-.: ___ _.. __ ~

',.1

._~

e_.,

.'"I I I

1

Fig.6.7. Posición de sobretensiones.

'1

I

•

t,. •• • • • • • • • • ~ • •

"

~ • • ~ • •• •• • ••

Van antes del interruptor diferencial para evitar disparos innecesarios de éste. Los conductores son cortos « 0,5 ~) Y la sección al menos de 4 ~~2, aunque si hay pararrayos será de 10 ~m2. Se suele utilizar protección Tipo 1 ó 11 para proteger a un inversor. Si se prevé corrientes de rayo, se necesitan dos escalones de protección: el descargador basto (Tipo 11 ó 111) irá aguas arriba derivando la ~ayor parte de energía yel de Tipo 1, cerca del aparato a proteger para eli~inar la energía residual que haya quedado (Fig. 6.8.).

P 3F+ 65 kA 25kA

P2 F~

Fig.6.8. Posición de sobretensión en dos tramos.

110

S leA 2kV

10

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~Unidad

6 . Aparatos de

~aniobrayprotección

Se deterioran pasadas unas cuantas sobredescargas (unas 20), se ha de tener en cuenta en el ~anteni~iento. Pueden llevar una pequeña ventana en la que avisan de su fin con un ca~bio de color o un ~edidor de i~pedancia para poder ser televigilados.

Ejercicios 13. ¿Có~o se conectan las sobretensiones l el interruptor y el diferencial? 14. Cuando hay posibilidad de descargas de rayos próxi~as se ponen dos protectores de sobretensión. Explica el funciona~iento. 15. ¿Qué duración tiene este tipo de protección?

6.5. Otras protecciones: del inversor a la red de distribución Están reguladas por el RD 1699/2011, sobre conexión de instalaciones¡otovoltaicas a la red de baja tensión. A continuación tenéis un resu~en:

Artfculo 14. Protecciones. Se han de detallar en la docu~entación de características de la instalación l artículo 4. Se instalarán: a) Dispositivo de corte general. Con aisla~iento para la protección y seguridad frente al riesgo eléctrico. Un ~agnetotér~ico con lec superior a la que indique la e~presa distribuidora en el punto de conexión.

b) Interruptor automático diferencial. c) Interruptor automático de interconexión. Conexión-desconexión auto~á tica de la instalación en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red l junto a un relé de enclava~iento (nunca trabajará en modo isla).

Modo isla significa que el inversor no puede trabajar sólo si la red eléctrica está parada ya que existe el riesgo de operarios trabajando en la red y que sufran una descarga eléctrica. d) Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (5015 y 48 Hz) y de tensión (1 1 15 y 01 85 U nom )' La reconexión por ~áxi~a frecuencia se hará para un valor ~enor o igual a 50 Hz. Estas protecciones pueden actuar sobre el interruptor general o sobre el interruptor del equipo generador. Las protecciones serán precintadas por la e~presa distribuidora tras las verificaciones.

Fig.6.9. Inversor con protecciones.

111

Unidad 6· Aparatos de

~aniobra

y

protecció n~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Si el equipo generador o el inversor incorporan las protecciones de los apartados e) y d), no será necesaria su duplicación.

Ejercicios

16. ¿Sobre qué dispositivos actúan las protecciones? 17. ¿Qué protecciones pueden incorporarse en el inversor, según el RD 1699/2011?

6.5.1. Protecciones requeridas por la compañía eléctrica Nos concreta ~ás las características eléctricas a cu~plir. Por eje~plo Fecsa-Endesa lo hace en su nor~a NTP-FVBT, va~os a verlo.

a) Cuadro de protección y medida

1. Interruptor manual, IGA/ICP: Actuará co~o ~áxi~o al 130% de la Pnom Poder de corte para una lec de 4,5 KA. Bipolar (2 polos protegidos) o tetrapolar (3 polos protegidos y neutro seccionable). 2. Interruptor diferencial. De sensibilidad 30 ~A ó 300 ~A si hay otro aguas arriba.

b) Del CPM hasta la Caja General de Protección (CGP) Conductores de cobre, sin e~pal~es y ~íni~o de sección 16 ~~2. Sie~pre irán las 3 fases y el neutro. Su cálculo, instalación y ~ateriales según su nor~a NTP-IEBT para la LGA (Línea General de AIi~entación). En la CGP se pondrán los fusibles para proteger la línea de conexión y ~e dida. Hasta aquí llega la responsabilidad del propietario de la ISF.

6.6. Esquemas de los equipos de protección La resolución de 31 de ~ayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas, publicó un esque~a unifilar de generación y enlace. Después, la e~presa de energía de cada co~unidad autóno~a estableció sus nor~as técnicas y concretó este esque~a.

Recuerda ••• El cuadro de protección y medida, como mínimo, tendrá un Interruptor'General y un Diferencial. La responsabilidad de la Instalación solar Fotovoltaica (ISF), oca ba en los fusibles de la CGP.

112

A continuación se ~uestran el esque~a unifilar de la Dirección General y los aplicados en Cataluña por Feesa-Endesa (NTP-FVBT) junto con algunas explicaciones.

Generador fotovoltáico

CT,

o::::;"

n

e

ti)

Q)

n n

c.. ...,

O

o

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ro

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..... ro ..., ..., e "tJ ..... O ..., c..

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iiJ(t

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~c..

ri

g

Caja de embarrado

n ro Q)

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e

c..:l

ro :l

Qj'

o~ ~

~

Q)

:l

Q

<

ti) ~

Cuadro eléctrico

~t--I~~

Contador de salida

1 1II

Interruptor General

U

Protecciones

"

~ ,,

a. ti)

,

."

,

,,;

I

2-

,;

I

I

-

In-versor

~------------------~

Ii

Unidad de acondicionamiento de potencia Contador de entra da

3

" a t

... ce

a:

tI) ..

(J)

ñ"

» "tJ

ti)

~

Q el'

Interruptor Control de Potencia (ICP)

ro' :l

..... ?

e

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iiJ

Q

Q

.-+___._ _ ,

~ro

ro n e ro ~ Qj'

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ñ"

-

I

l_________

... Q. ti)

~,

3 oc-:l 0'< ro n ..... O ro :l :l .....

n

Ii

~

G)

Caja General de Protección de la ED

- - - - -l

r-"

I

~

O~

c..

..., Q)

Q) ..... o ~

c..

ro

3

Q)

:l

* Cuadro de distribución

:l

Q)

**

O' c..., Dispositivo que impida la entrada de energía o en su defecto contador de entrada o un nuevo contador que mida en ambos sentidos. Las protecciones podrán estar integradas en el inversor.

Q)

<

..., o ..... ro

"tJ

n n

o:

:l


~aniobray protección~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Tipo

Contenido 1 contador multifunción trifásico directo

TMF1-IFV

o 1 contador multifunción monofásico directo 1 contador multifunción trifásico indirecto ~transformadores

TMF10-IFV

de corriente

1 bloque de dispositivos de comprobación

Fig. 6.11. Arquitectura del Cuadro de Protección y Medida (Fecsa-Endesa) . 1- Contador; 2- Interruptor General Manual; 3- Interruptor Diferencial.

fol

•

INSERTADO

Esquemas de los equipos de medida Cable de acometida Red Trifásica 230/400 Vca

Potencias hasta 5 kV A

CGP

r --I

I I

t+-T --------------- r --------- T ---------, I! I I I

I

I I

I I

I I

I I I I

I I I I

I

I :

I

! I

i

~

I

I

I :

I

--

\2) I

I

I

1

I I

'

¡::.:~~~~~ DE GENERAOCN

DIFEP.EI-IGI~ A;..--:'A SENSIBIUQA.S I

I

c~~:fd+Q I IV

L _ ___ ___ _ _ LI ___________ ____ IL _ __ __ ____ L1 _________ I

Fig.6.12. Red monofásica.

~

Accesible por FECSA ENDESA las 24 horas del día (Equipo de protección y medida TMF"I-tFV )

En contadores ~onofásicos, el cableado es de cobre flexible de 10 ó 16 ~~2, tanto para fase co~o para neutro de color ~arrón y azul claro, respectiva~ente.

114

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~-Unidad

6· Aparatos de maniobra y protección

Cable de acon)¡tida red trifásica 230/400 v¡a Potencias superiores aS kVA (1 ~ 63 A) 1 - Contador estático multifunción bidireccional (IMP-EXP)

CGP

Alimentación del módem

,-----------------, I

!

r,

I

I

¡ I I I,

I

. I!I

i I i

Fig.6.13. Red trifásica.

I l

I

I

I

I

I

II

'

:

I

II

I

I I

,

:

:

I

,

¡

, ICP ajust~do a Diferencia l la potencia de I alta (Obligatorio para generación I sensibilidad IlnstalaoQnesco" una

1 _. I I

I II

I

Módem

I

I

polencla superior i1

• 15 kVA [RO 1110fOO71I

O

I

,I

I !

, - ---- -,---------,

1:

¡ l

Difrencial (si fuera necesario)

1------

----1

I

P.I.A.

I

I ,

Elementos: Base schuko con toma de tierra

I

I

I

I

L _______ L

!

I ___ _ _____________ I _______ '--_______ J..

I

1

____ --.J

Accesible por FECSA ENDESA las 24 horas del día (Equipo de protección y medida según arquitectura TMF1- IFV)

Para los contadores trifásicos los conductores son de cobre aislados unipolares de 450/750 V yen manguera 0,6/1 KV. La sección de 16 mm 2 • Color azul claro para el neutro y negro, marrón y gris (R, S, T) para las fases.

Ejercici·o 18. Pon en el esquema que estás realizando el CPM y los elementos hasta la red de distribución que utiliza la compañía eléctrica de tu comunidad. Si dispones de la información explica también cómo será el cableado.

6.7. Puesta a tierra Consiste en unir eléctricamente las masas metálicas con tierra, para conseguir protección contra: Contactos indirectos. Descargas atmosféricas, evitando la diferencia de potencial entre distintas masas o entre éstas y tierra.

6.7.1. Parte de continua Conectaremos a tierra los marcos de los paneles, la estructura soporte y las masas metálicas (lDAE dice a partir de 48 V). Los paneles suelen trabajar aislados de tierra, de forma flotante. En un esquema de distribución IT, si hay un defecto de un conductor con una masa metálica, no circula corriente a tierra porque no se cierra el circuito; pero un segundo fallo puede crear tensiones peligrosas en las masas (ver figura 6.14.).

115


~aniobrayprotección~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Fig. 6.14~ Defectos a tierra en continua. Izquierda: Un primer fallo a tierra no tiene fuga de 1porque no existe un camino cerrado para que pueda circular. Derecha: Un segundo fallo a tierra crea una unión, haciendo un camino para una fuga de l.

Para tensiones ~ayores a 24 V habrá una ~onitorización de aisla~iento o detector de fugas (conectado entre los bornes de generación y tierraL para que se intervenga en la instalación antes de que aparezca el segundo fallo.

+

~~~~~~~~------

DA1 Fig.6.15. Detector de aislamiento. Abre el circuito al detectar fugas o continuidad con tierra. En instalaciones grandes se detendrá la instalación con el pri~er fallo co~o prevención a corrientes i~portantes. Esta protección puede estar incorporada en el inversor. En instalaciones grandes (corrientes superiores a 100 A) no sie~pre es seguro por degradación de los aislantes, la resistencia no es infinita, por hu~edad, etc. Por lo que se conecta el negativo a tierra, esquema TN, la protección con un interruptor diferencial que detecta fugas en continua (TipoB). Ta~bién se reco~ienda utilizar grados de protección Clase 11 (doble aisla~iento)

en ele~entos y conductores (la estructura soporte es igual~ente a tierra). Aunque hay pocos ~ódulos, reguladores y baterías que lo sean actual~ente. Montaje: El conductor de tierra une todos los ~arcos de los paneles entre sí y éstos con la estructura. Se reco~ienda que el conector de unión entre paneles per~ita que al quitar un panel el resto sigan unidos a tierra. La estructura se conectará con un conductor desnudo a un electrodo o pica de tierra.

Fig.6.16. Tierra de la estructura soporte.

116

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~Un idad

6 . Aparatos de

~aniobrayprotección

Ejercicios 19. ¿Para qué sirve la conexión a tierra? 20. ¿Qué partes del lado de corriente continua se conectan a tierra? 21. ¿Cuál es la ventaja de tener la generación de paneles en forma flotante? 22. ¿Có~o se conecta el detector de aisla~iento?

23. ¿Existe otra for~a de proteger contra contactos indirectos en la parte de continua? 24. ¿Có~o se hace la conexión a tierra desde la estructura de sujeción de paneles?

6.7.2. Parte de alterna Los requisitos los ~arca el RO 1699/2011 en su articulo 15: a) Las ~asas de la instalación fotovoltaica estarán conectadas a tierra independiente de la del neutro de la e~presa distribuidora y de las ~asas del resto del su~inistro.

-7 La tierra de la instalación es diferente a la de la red. b) No se ha de alterar la tierra de la e~presa distribuidora, asegurando que no se produzcan transferencias de defectos a la red, se hará con un transfor~ador de aisla~iento o si~ilar.

-7 Similar pueden ser transformadores de alta frecuencia o sistemas electrónicos que están mejorando el rendimiento. El transformador de aislamiento da una separación galvánica; es decir, la corriente no puede fluir de un circuito a otro por una conexión. Se sitúa a la salida del inversor y separa la instalación solar de la red eléctrica.

Ejemplo 6 Si se produce una tensión de defecto en la ~asa ~etálica, a la persona no le pasa corriente ya que el secundario no está unido al pri~ario:

Fig.6.17. Ejemplo de aislamiento galvánico.

La protección, a partir del transfor~ador, se hará con el interruptor diferencial. Esque~a si~plificado:

117


~aniobra

y

protección~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Id

Fig.6.18. Protección diferencial en alterna.

FV Si se detecta una fuga de corriente el diferencial se abrirá. Se puede poner otro ~ás selectivo aguas arriba (cuadro de ~aniobra de CA).

Configuración de la instalación: Habrá un bornero de conductores de protección en la CPM. Línea principal de tierra. Une el bornero con el punto de puesta a tierra. Punto puesta a tierra. Donde se conecta el electrodo o electrodos de tierra.

Ejercicios 25. En el lado de corriente alterna (a partir del transfor~adorL ¿có~o será la protección para contactos indirectos?

26. ¿Qué se consigue con

una separación galvánica o transfor~ador de aisla~iento?

27. Realiza el esque~a co~pleto de la instalación solar conectada a la red que has ido diseñando en estos ejercicios. Incluye la conexión a tierra (eje~plo, en página siguiente).

1. Coger la instalación calculada a red y la autóno~a del te~a anterior, calcular sus protecciones y hacer el esque~a incluyendo las conexiones a tierra y leyenda.

2. Montar los cuadros de protecciones de continua, alterna y el CPM con los conductores adecuados.

118

Ejemplo 7

El esquema final de la instalación que hemos ido haciendo en los ejemplos es: CAMPO

MANIOBRA C.C.

INVERSOR

CUADRO PROTECCIÓN Y IEDl)A 1Mf'1

MANIOBRA CA.

'~~'~~~~ '= "' 111 1. ~~~_~ ~ ~ -~ - o~~IO\ ' ~~~~~~:: al

P1 .....

-----1

~

P2

l1.2lJ

Flg.6.19. Instalación de la conexión a red de los ejemplos.

LEYENDA Símbolo

Tipo

Campo

30 Módulos de 180 W, en 1 grupo de 3 filas de 10 paneles en serie

Fl...F6

Fusibles gR, 8 A/600 Vcc

Q1

Seccionador de CC, 24 A/500 Vcc

Q2

Interruptor maniobra CA, 25 A/230 V

Q3

IGA/ICP, 25 A/230 V

ID1

Interruptor diferencia" 25 A/30 mA

ID2

Interruptor diferencial, 25 A/300 mA

P1 P2

=600 V; Vp ~ 2,5 KV; I =20 KA; I =40 KA Protector sobretensiones de CA Vc =275 V; Vp ~ 1,5 KV; I =20 KA; I =40 KA

DA1

Detector de fugas o falta de aislamiento

Protector sobretensiones de CC Vc

nom

máx

nom

máx

119

Unidad 7 Montaje

y conexionado


Montaje de la instalación.

7.2

Montaje de estructuras de soporte fijo.

7.3

Conexión eléctrica y toma de tierra.

7.4

Montaje de baterías, acumuladores y resto de instalación.

7.5

Elementos de protección y desconexión.

7.6

Otras aplicaciones.

-----------------------:~);-:------------Unidad

7 . Montaje y conexionado

En este apartado se verán los pasos necesarios para el montaje y conexionado de la instalación. Primero nos tenemos que preguntar donde tenemos que hacer el montaje, aunque ésto lo hemos tenido en cuenta a la hora de hacer el diseño, pero no estaría de más hacer este pequeño formulario:

Datos sobre el emplazamiento Ubicación: o

Grado de latitud:

Proximidad respecto al mar:

Altura del terreno sobre el nivel del mar:

m

m

Datos opcionales sobre cargas por viento y nieve: Presión de velocidad del viento:

kN/m 2

Carga de nieve:

kN/m 2

Datos sobre el edificio Tejado plano

Cubierta a dos pendientes

Cubierta a una sola pendiente

Cubierta a más pendientes

Medidas Medidas Medidas Medidas del edificio: del edificio: del edificio: del edificio: Longitud del tejado Longitud del tejado Longitud del tejado Longitud del tejado b: m m b: m b: b: m Anchura del tejado Anchura del tejado Anchura del tejado Anchura del tejado a: m a: m a: a: m m Inclinación Inclinación del Inclinación del Inclinación del del tejado (para tejado: tejado: tejado: desagüe): Orientación del tejado:

Orientación del tejado:



Cubierta del tejado Perfil ondulado Altura del perfil: mm Material utilizado:

Perfi I tra pezoida I/sá ndwich Altura del perfil: mm Espesor chapa: mm Material utilizado:

Otros: Material utilizado:

Distancia entre cabezas superiores: mm Anchura de la cabeza superior: d I J

mm

~

Teja

Recuerda ••• Cuantas más preguntas y cuestiones tengas resueltas en la fase de diseño, menos problemas tendrás en el momento del montaje.

Tejas planas

Pizarra

Subestructura del tejado Hormigón

Vigas o ca bias de madera

Vigas o cabios de acero

Tipo y espesor:

Anchura de viga:

Anchura de viga: Espesor de chapa:

mm

mm mm

Distancia entre ca bias o vigas:

121

Unidad 7 . Montaje y conexionado- - - -- - - -- - - - - - - --"y .......--- - - - - - - - - - - - - -

Datos sobre el módulo fotovoltaico Longitud: Potencia:

mm

Altura del marco:

W

mm

mm

Anchura:

Peso:

Datos sobre el montaje del módulo Ángulo para montaje con inclinación:

o

Orientación de los módulos:

En vertical Transversales

Número de filas montadas con inclinación:

Número de módulos por fila:

Distancia entre las filas de módulos, las unas respecto a las otras: Disposición de los carriles:

En horizontal En vertical

Dos capas

-II

tt

7.1. Montaje de la instalación En el mercado existen algunos módulos fotovoltaicos diseñados para su montaje sin la necesidad de una estructura. Por ejemplo, células solares en forma de teja que aprovechan la inclinación del tejado y el armazón de éste. Aunque este tipo de montaje es una excepción, dado que la estructura da una rigidez al conjunto de los módulos y aporta un anclaje y una estabilidad firme. Pero antes de ver el montaje repasaremos algunos temas primero.

7.1.1. Simbología empleada en instalaciones solares Los símbolos de la siguiente tabla son algunos de los que podemos encontrarnos. Aunque muchas veces pueden aparecer otros que no están normalizados. En estos casos, debe aparecer una leyenda indicando a qué dispositivo depende el símbolo.

Dispositivo

Símbolo

Descripción Panel solar Conjunto integrado por células solares conectadas entre sí.

Célula solar Son semiconductores donde generan un campo eléctrico al recibir luz solar.

Inversor Dispositivo electrónico encargado de convertir corriente continua en alterna.

122

Dispositivo

Símbolo

Descripción Batería Dispositivo destinado a almacenar energía eléctrica. Reguladores Dispositivo destinado a evitar las descargas y sobrecargas de las baterías y asegurar que el sistema trabaje con la máxima eficacia .

~

.

~

Este símbolo es poco utilizado.

El esquema utilizado en el diseño de sistemas fotovoltaicos es el esquema unifilar. Según la legislación actual tiene que presentarse con otra documentación (memoria técnica) a la compañía eléctrica para solicitar la conexión a red. La representación unifilar es la representación de un circuito o de una instalación con un sólo hilo, utilizando la simbología y notaciones apropiadas para entender dicha representación. Es la que se suele utilizar en los esquemas unifilares que aparecen en los proyectos técnicos. Mientras con la representación multifilar se ve claramente un circuito con la unifilar se ve toda la instalación, por compleja que ésta sea. Otra forma de representar los circuitos, bastante utilizada, es el diagrama de bloques. Un diagrama de bloques de un sistema es una representación gráfica de las funciones que lleva a cabo cada componente. Tal diagrama muestra las relaciones existentes entre los diversos componentes. En un diagrama de bloques se enlazan una con otra todas las variables del sistema, mediante bloques funcionales. El bloque funcional (o simplemente bloque) es un símbolo para representar el componente. En la figura siguiente se puede ver un diagrama de bloques de una instalación solar fotovoltaica: CARGAIDC

·GENERADDR !=OTOVOLT.6:ICO

Flg.7.1. Esquema de bloques.

REGULADOR

,CONVE:RTIDOR DC/AC

CARGAS AC

BATERlAS

7.1.2. Estudio de esfuerzos de los soportes Las estructuras soporte de los módulos fotovoltaicos son diseñadas teniendo en cuenta directrices marcadas en las Normas Técnicas de Edificación (NTE), entre otras, con criterios que tienen en cuenta tanto las cargas propias como las sobrecargas derivadas de fenómenos meteorológicos como, por ejemplo, la nieve y el (

123

Unidad 7 . Montaje y conexionado- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -- -- - - - - - - viento. Normalmente se construyen con perfiles de acero galvanizado en caliente, aluminio o acero inoxidable. Dado que los soportes y paneles están situados en el exterior, pueden estar expuestos a fenómenos meteorológicos extremos. Por lo tanto, es importante conocer los efectos que pueden tener éstos y las medidas para contrarrestarlos.

Lluvia La lluvia es la precipitación de partículas líquidas de agua, de diámetro mayor de

0,5 mm o de gotas menores, pero muy dispersas. La lluvia se presenta, habitualmente, en los sistemas tormentosos y en las borrascas y puede tener diversa intensidad y duración. La lluvia, en los sistemas de energía solar fotovoltaica, tiene aspectos negativos y positivos que hemos de tener en cuenta, como los siguientes: Aspectos positivos: •

Resulta beneficiosa, dado que ayuda a limpiar el polvo y las impurezas acumuladas en las superficies de los captadores.

•

En los días de mucho calor, una tormenta rebaja la temperatura de los paneles fotovoltaicos provocando que cuando vuelva a salir el Sol éstos trabajen con un mejor rendimiento.

Aspectos negativos: •

Es importante que exista un drenaje en la zona donde están situadas las placas solares, con el fin de evitar posibles inundaciones que pueden provocar corrosiones y posibles deterioros del equipo. Normalmente, en el marco de los paneles fotovoltaicos, llevan unos agujeros para el drenaje, con la finalidad de intentar eliminar el riesgo de acumulación del agua.

Granizo El granizo es un tipo de precipitación sólida que consiste en partículas irregulares de hielo (de dimensiones y peso variables). El granizo se produce en tormentas intensas en las que se producen gotas de agua sobreenfriadas; es decir, aún líquidas pero a temperaturas por debajo de su punto normal de congelación (O oC). Ocurre tanto en verano como en invierno, aunque el caso se da más cuando está presente la canícula, días del año en los que es más fuerte el calor. El granizo resulta muy negativo por los daños que puede producir, aunque es poco probable que llegue a romper el vidrio del panel solar. Dado que para romper el vidrio se requiere una granizada con intensidad o con granizo de dimensiones importantes. ( Normalmente, a los paneles solares los someten a unas pruebas o ensayos muy rigurosos antes de homologarlos. Para minimizar el riesgo de rotura de un colector solar por granizada se deben adquirir aquellos cuyo vidrio sea templado. Un vidrio templado de 6 mm de grosor es capaz de resistir el impacto de una bola de acero de 500 gramos dejada caer desde una altura de 2 metros.

Fig.7.2. Muestra de granizo.

124

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -- - -- - ----Unidad 7 . Montaje y COIE

-

S

Viento fuerte El viento es un movimiento del aire que se produce entre dos zonas de la Tierra con distintas presiones atmosféricas para compensar este desequilibrio. El aire se dirige desde las zonas de altas presiones hacia las de bajas presiones. El valor básico de la velocidad del viento en cada localidad puede obtenerse del mapa de la figura 7.3. donde la presión dinámica es, respectivamente, de 0,42 kN / m2 , 0,45 kN / m 2 y 0,52 kN / m 2, para las zonas A, B Y e de dicho mapa.

Flg.7.3. Mapa de la acción del viento.

En los módulos de energía solar fotovoltaica, el viento puede producir problemas en función de su velocidad y de la superficie de ellos. El efecto vela (empuje del aire en un cuerpo más o menos sólido) que se puede producir en los captadores puede resultar peligroso si no se toman las medidas precisas. Un viento lo suficientemente fuerte puede llegar a hacer volar el módulo y soporte con la consiguiente pérdida del componente y el peligro de ocasionar daños materiales y personales. El viento más peligroso para el panel solar, en nuestro país, es el que se dirige hacia el Ecuador (viento proveniente del Norte). Ésto se debe a dos factores. La fuerza que ejerce el viento sobre un objeto depende de la superficie que se oponga a él. Al estar los módulos orientados hacia el Ecuador será el viento que se dirija hacia esa dirección el que más fuerza ejerza sobre los colectores ya que incidirá perpendicularmente sobre ellos. V~ODEL NORTE

ORIENTACIóN SUR (ECUADOR)

SUPERFICIE DEL -

Flg.7.4. Acción del viento.

MODULO EXPUESTA AL VIENTO

DIRECCiÓN DEL VIENTO

125

Como podemos ver en la figura A la acción del viento ejerce más fuerza dado que incide perpendicularmente en toda la superficie del captador. En el caso de la figura B la fuerza se reparte por la superficie inclinada. Como se puede ver en la siguiente figura, al incidir este viento por la parte trasera del módulo fotovoltaico, ejercerá una fuerza de tracción sobre los anclajes que es la que resulta peligrosa.

Fig.7.5. Extracción. Cuando este viento incide por la parte anterior, y perpendicularmente al módulo fotovoltaico, la fuerza actúa a compresión; transmitiéndose en su estructura a los soportes y de éstos al suelo, disipándose en gran medida. Tal y como se muestra en la siguiente figura:

Fig.7.6. Compresión. Para evitar que el viento pueda llevarse los módulos fotovoltaicos es preciso que la estructura de soporte ejerza una fuerza hacia el suelo, igualo superior a aquella que el viento sea capaz de ejercer sobre los captadores. Podemos utilizar lastre en la estructura, aparte de amarres (mediante tornillería de excelente calidad). O minimizar los efectos de este viento utilizando cortavientos, como se puede ver en la siguiente figura: Vista porterior

Vista lateral

dódulos fotovottaicos

Fig.7.7. Cortavientos.

t

Vallado cortavientos

En los casos de haber varios módulos fotovoltaicos en la estructura soporte se puede minimizar la acción del viento dejando huecos entre los módulos y separándola del suelo; con el fin de que el aire pueda circular a través de ellos, reduciendo

126

- - -- - - -- - - - - - -- - - -- - -- - -- - - - - - -- Unidad 7 . Montaje y conexionado de esta forma la presión ejercida. Es parecido a las pancartas protesta, habituales en nuestras poblaciones.

,. . . ". . . ,. 1 ••••

H

+ ••

~.

"~I

+

,. + • • •• • • • ... •

<=>

De la propuesta

~~Ia--~ _ ~"~

, . •. •.. ..H+.

• • H+ • •

~

. " . "JI

..

•

•

•

...

•

•

...

...

...

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4 ........................

~+

1

•

a la protesta

v

'H

c:::>C:::>

c:::>

~ ~ <=>

••• ..

: : : : : : : : : JI I ~

:~

......... p

••

~~~~~ -

Fig.7.8. Cartel.

Para poder evaluar con precisión la fuerza que puede actuar sobre cada uno de los módulos utilizaremos la expresión matemática siguiente: F = P S sen 2 a S = Superficie de los módulos.

a =Ángulo de inclinación de los módulos respecto a la horizontal. p = Presión frontal del viento; es decir, presión que haría el viento sobre los módulos si estuvieran en posición perpendicular al viento. Se puede consultar en la siguiente tabla:

Velocidad del viento (mIs) Velocidad del viento (km/h) Presión del viento (N/m2) 28

100,8

479

30

108

550

32

115,2

626

34

122,4

707

36

129,6

792

38

136,8

883

40

144

978

42

151,2

1.078

44

158,4

1.184

46

165,6

1.294

48

172,8

1.409

50

180

1.528

52

187,2

1.653

54

194,4

1.783

56

201,6

1.917

58

208,8

2.057

60

216

2.201

Aplicando las prescripciones del Código Técnico de la Edificación (CTE), el sistema ha de estar diseñado para soportar 140 Km/h en su posición más desfavorable. Ésto es en la posición en la que la plataforma se encuentra en su posición más vertical y el viento sopla perpendicular a ésta.

127

Unidad 7 . Montaje y conexionado - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Ejercicio

Calcular la fuerza que hace un viento de 100 km/h sobre un grupo de cuatro módulos fotovoltaicos, con una superficie de 0,8 m 2 cada módulo, que están inclinados 60° sobre la horizontal. Superficie de la estructura = OJ8 . 4 = 3J2 F

=P S sen

2

m

a = 479·3,2 . sen 60 =1.149 6 N 2

J

Los fabricantes de los soportes para los paneles fotovoltaicos siempre facilitarán la información sobre la carga de viento que soportan. Recordemos que otra unidad de fuerza bastante utilizada son los kilopondios (kp). La equivalencia entre ésta y los newtons es la siguiente: 1 kp = 9J 8 N

Ejercicio

Calcular la fuerza del viento de 150 km/h sobre una placa fotovoltaica de 1,2 m 2, que están inclinados 45° sobre la horizontal. F

=P S sen

2

a

= 1.078 . 1,2 . sen 2 45

=646 8 N J

Rayos Los rayos son descargas eléctricas que se producen en las nubes de tormenta. Los rayos portan inmensas cantidades de energía con lo que pueden causar graves daños sobre los objetos en los que caigan. Las instalaciones solares fotovoltaicas, al tener sus captadores solares generalmente en los tejados, tienen posibilidades de recibir la caída de rayos. Es muy excepcional que un rayo llegue a caer en un captador solar. En cualquier caso, si se considera que existe riesgo de caída de un rayo en las placas solares se recomienda la instalación de un pararrayos junto al equipo. Dotado éste de una toma de tierra específica, con la finalidad de hacer mínimos los daños en el caso ~ de que llegue a ocurrir. El aislamiento y la separación galvánica entre la red y el generador fotovoltaico son esenciales. El sistema fotovoltaico también incorpora dispositivos de protección como fusibles, seccionadores, varistores y relés de tensión. Los varistores son dispositivos de protección contra sobretensiones producidas por descargas atmosféricas. Son aislantes hasta que llegan a la tensión a la que han sido tarados, entonces se convierten en conductores. Después de su actuación quedan inutilizados y hay que sustituirlos.

Nieve La nieve es un tipo de precipitación sólida que se produce cuando la temperatura del ambiente está por debajo de los O grados en la superficie. El agua cae en copos formados por cristales de hielo. En instalaciones de energía solar fotovoltaica la nieve no supone ningún peligro para la integridad de los módulos solares.

128

Sí puede mermar la eficacia dado que la nieve, al ser sólida, se acumula en el lugar donde cae. Así, con una nevada intensa y prolongada, nos podemos encontrar con una capa de nieve que cubra la parte inferior de los captadores. Ésto puede provocar lo que se conoce como el fenómeno del punto caliente, que es que la parte enterrada no trabaja y el rendimiento en conjunto del captador disminuye proporcionalmente a la cantidad de panel que esté enterrado. A parte de otros problemas explicados en temas anteriores. Para evitar o minimizar los efectos de la acumulación de nieve se puede elevar la estructura soporte, para permitir que la nieve se acumule fuera de los módulos fotovoltaicos.

,

Al recibir la luz solar, ésta calentará al conjunto y derretirá la nieve; por tanto, tenemos que tener en cuenta algún sistema de drenaje. Una de las ventajas de la nieve es que al tener color blanco refleja la luz del Sol y ese mayor nivel de luminosidad puede mejorar el rendimiento del conjunto.

Calor extremo Los paneles solares fotovoltaicos y el equipo eléctrico asociado están preparados para soportar temperaturas altas sin sufrir daños. Como inconveniente, tenemos que los paneles solares, a partir de los 25 oC, pierden eficacia progresivamente con el aumento de temperatura.

Frío extremo Los paneles solares fotovoltaicos y el equipo eléctrico asociado están preparados para soportar temperaturas bajas sin sufrir daños. Donde nos puede crear problemas es en las baterías, que pueden llegar a congelarse y a echarse a perder. Para minimizar este efecto hemos de dimensionar, convenientemente, la batería para evitar que el nivel de descarga sea excesivamente bajo en los momentos en los que el frío es más intenso.

7.1.3. Estructura soporte La estructura soporte es un elemento auxiliar. La estructura es la encargada de sustentar los módulos solares y dar al panel la inclinación más adecuada en cada caso para optimizar el rendimiento energético. Pero lo primero que tenemos que saber es donde vamos a instalar los paneles solares fotovoltaicos. A modo de ejemplo ponemos la siguiente clasificación: Único apoyo Montaje sobre suelo

Instalación fija

Soportes de entramado longitudinales

Montaje sobre pared

Techo Inclinado

Montaje sobre techo

T POS de Insta'laclones para paneles fotovoltalcos

Techo plano

Seguidores a un eje Instalación móvil

Seguidores a dos ejes

Fig.7.9. Distribución de la instalación.

129

Unidad 7 . Montaje y conexionado - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -- - Como podemos ver en el gráfico, el montaje sobre suelo se divide en estructuras de único soporte, por ejemplo mástiles. Las estructuras sobre mástiles están pensadas para paneles pequeños. Su aplicación más característica es en aplicaciones para señales de tráfico o farolas de alumbrado público.

Fig.7.10. De izquierda a derecha: farola solar, soporte mástil. señal mástil. Soporte sencillo sin movimiento. Dependiendo de la latitud de la instalación y de la aplicación que se quiera dar se dotan a los paneles de la inclinación más adecuada para captar la mayor radiación solar posible. Es el sistema más habitual que se encuentra en las instalaciones. Las estructuras de soportes de entramado longitudinal son ampliamente utilizadas en instalaciones con muchos generadores fotovoltaicos. Como ventaja tienen la facilidad de montaje por accesibilidad y la posibilidad de estructuras más robustas. Como inconveniente, la proyección de sombras entre filas de módulos. Hemos de tener en cuenta el posible crecimiento de la vegetación circundante, en la altura desde el suelo a los paneles solares. Módulos fotovoltaicos

Fig. 7.11. Estructura de suelo. Otra ventaja que tienen es que la inclinación es muy fácil de hacer y que es adaptable a la orografía del lugar.

Fig.7.12. Orografía.

130

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - U nidad 7· MontijI!yaJlleDonado Sobre pared es una buena opción en instalaciones autónomas siemple que la orientación sea la adecuada.

Flg.7.13. Ejemplo de instalación sobre pared. Sobre tejado plano. Si éste es plano se utiliza, generalmente, una estructura fijada al tejado (Fig. 7.14.).

Flg.7.14. Placas sobre tejado plano. Sobre tejado o cubierta. A modo de ejemplo, en el siguiente dibujo podemos ver: •

en la imagen a una placa fotovoltaica cuando el tejado no corresponde con la inclinación de la placa

•

en la imagen b un módulo fotovoltaico coincidiendo con la inclinación del tejado

•

en la imagen c una instalación sobre pared.

Flg.7.15. Sobre teja.

i Si es inclinado depende del tipo de cubierta para escoger los soportes. A continuación, y a modo de ejemplo, se especifican algunos materiales utilizados en los tejados: •

Chapa ondulada.

•

Fibrocemento ondulado.

Flg.7.16. Instalación fibrocemento.

m

Unidad 7 . Montaje y conexionado- - -- - - - - - - - - - - - - - -- - - - - - - - - - - - - •

Flamenco y de teja cerámica.

•

Tipo sándwich.

•

Cubierta invertida (grava o pizarra).

•

Tipo DECK.

Flg. 7.17. Instalación teja.

Flg.7.18. Tejado sándwich.

Aspecto de seguridad Hay que cercar el espacio alrededor del sistema solar para evitar el acceso de animales y personas no autorizadas, sobre todo niños. La cerca, a la vez, disminuye los golpes del viento. El anclaje debe resistir hasta las condiciones más difíciles de los vientos locales. El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía establece, respecto a las estructuras, lo siguiente:

132

•

Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos y se incluirán todos los accesorios que se precisen.

•

La estructura de soporte y el sistema de fijación de módulos permitirán las necesarias dilataciones térmicas sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad ~e los módulos, siguiendo las normas del fabricante.

•

La estructura soporte de los módulos ha de resistir, con los módulos instalados, las sobrecargas del viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en el Código Técnico de la Edificación (CTE).

•

El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación específico para el generador fotovoltaico. Teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje y la posible necesidad de sustitución de elementos.

•

La estructura se protegerá, superficialmente, contra la acción de los agentes ambientales. La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder, en su caso, al galvanizado o protección de la misma.

•

La tornillería empleada deberá ser de acero inoxidable. En el caso de que la estructura sea galvanizada se admitirán tornillos galvanizados, exceptuando los de sujeción de los módulos a la misma, que serán de acero inoxidable.

- -- - -- - - -- - - - - -- - - - - - - - - - - - - - - - - U nidad 7 . Montaje y conexionado

" •

Los topes de sujeción de módulos, y la propia estructura, no arrojarán sombra sobre los módulos.

•

En el caso de instalaciones integradas en cubierta que hagan las veces de la cubierta del edificio, el diseño de la estructura y la estanquidad entre módulos se ajustará a las exigencias del Código Técnico de la Edificación y a las técnicas usuales en la construcción de cubiertas.

•

Si está construida con perfiles de acero laminado conformado en frío, cumplirá la Norma MV102 para garantizar todas sus características mecánicas y de composición química. Si es del tipo galvanizada en caliente, cumplirá las normas UNE 37-501 Y UNE '!:--7- 508, con un espesor mínimo.

Integración edificio Existen módulos fotovoltaicos que puede sustituir a elementos de construcción.

Fig.7.19. Integración edificio. Cada vez son más numerosas las formas de situar sobre edificios campos fotovoltaicos con funciones diversas (además de la estrictamente energética): •

Tejado fotovoltaico. Sustituye el acabado final y, en algunos casos, la impermeabilización.

•

Tejado en dientes de sierra. La vertiente sur es fotovoltaica y la norte puede ser opaca o permitir la entrada de luz cenital.

•

Fachada. El campo solar puede recubrir totalmente la fachada.

•

Pérgolas, porches, voladizos.

•

Franjas fotovoltaicas a lo largo de la fachada, alternando con franjas transparentes.

•

Lamas de sombreado. Situadas encima de las ventanas permiten evitar la entrada de radiación directa en verano. Es la aplicación más sencilla de una instalación fotovoltaica en fachada.

Fig.7.20. Aparcamiento.

133

Unidad 7 . Montaje y c o n e x i o n a d o - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Fig.7.21. Lamas. •

Marquesinas. Es la aplicación más sencilla de una instalación fotovoltaica. Además, produce una sombra que puede ser muy útil en los meses de verano en el caso en que se encuentre una terraza por debajo.

Fig.7.22. Ejemplo de marquesina. Los fabricantes de placas fotovoltaicas han empezado a suministrar variantes de placas y de células para atender las demandas de los arquitectos solares. Para ello, se han desarrollado modelos con variantes de tonos, colores, formas de células, así como sistemas de fijación que permiten adoptar diversas soluciones o mejoras estéticas. También se habla de arquitectura fotovoltaica cuando se hace referencia a instalaciones fotovoltaicas, habitualmente conectadas a red, en las que el generador fotovoltaico está integrado en el edificio desde el diseño de éste.

. Fig.7.23. Integración edificio .

Sistemas de seguimiento solar Existen dos métodos para aumentar la energía obtenida de una instalación fotovoltaica . El primero consiste en mejorar los componentes internos de un panel fotovoltaico de manera que su rendimiento aumente. El segundo consiste en aumentar la cantidad de radiación solar recibida por el panel. En los sistemas solares fotovoltaicos existe la posibilidad de emplear elementos seguidores del movimiento del Sol. Son estructuras móviles sobre las que se colo-

134

can los módulos para poder optimizar la incidencia de los rayos solares sobre éstos en cada momento y así aumentar la captación. Buscan la posición óptima de los paneles respecto a los rayos solares y en función de las partes móviles que tienen y de la disposición de los paneles sobre ellos, se distinguen los siguientes tipos:

a) Sistemas de seguimiento solar de un eje Estos soportes realizan un ci~rto seguimiento solar. La rotación del soporte se hace por medio de un solo eje, ya sea horizontal, vertical u oblicuo. Este tipo de seguimiento es el más sencillo y el más económico resultando, sin embargo, incompleto ya que sólo podrá seguir o la inclinación o el azimut del Sol, pero no ambas a la vez.

Fig.7.24. Seguimiento de un eje. •

Fig.7.25.

Un eje polar. La superficie gira sobre un eje orientado al Sur e inclinado un ángulo iglJal a la latitud. El giro se ajusta para que la normal a la superficie coincida en todo momento con el meridiano terrestre que contiene al Sol. La velocidad de giro es de 15° por hora, como la del reloj (lxp).

o

Seguimiento de un eje polar. •

Un eje azimutal. La superficie gira sobre un eje vertical, el ángulo de la superficie es constante e igual a la latitud. El giro se ajusta para que la normal a la superficie coincida en todo momento con el meridiano local que contiene al Sol. La velocidad de giro es variable a lo largo del día.

•

Un eje horizontal. La superficie gira en un eje horizontal y orientado en dirección Norte-Sur o Este-Oeste. El giro se ajusta para que la normal a la superficie coincida en todo momento con el meridiano terrestre que contiene al Sol.

Fig.7.26. Seguimiento de un eje horizontal.

135

Unidad 7 . Montaje y conexionado- - -- - - - - - -- - - - - - - - - -- - - -- - -- - - - - -

b) Sistemas de seguimiento solar de dos ejes Con este sistema ya es posible realizar un seguimiento total del Sol en altitud y en azimut y siempre se conseguirá que la radiación solar incida perpendicularmente obteniéndose la mayor captación posible. Existen tres sistemas básicos de regulación del seguimiento del Sol por dos ejes:

E ~ /' ,/

I I \ \

Fig.7.27. Seguimiento de dos ejes.

N

\

}

, "

o Sistemas mecánicos. El seguimiento se realiza por medio de un motor y de un sistema de engranajes. Dado que la inclinación del Sol varía a lo largo del año es necesario realizar ajustes periódicos, para adaptar el movimiento I del soporte. Dispositivos de ajuste automáticos. El ajuste se realiza por medio de sensores que detectan cuando la radiación no incide perpendicular al panel corrigiéndose la posición por medio de motores. Dispositivos sin motor. Sistemas que, mediante la dilatación de determinados gases, su evaporación y el juego de equilibrios, logran un seguimiento del Sol.

Se estima que con estos sistemas se puede lograr un aumento de entre el 30% y el 40% de la energía captada. Se hace necesario evaluar el costo del sistema de seguimiento y la ganancia derivada del aumento de la energía para determinar su rentabilidad. Si tenemos un seguimiento de dos ejes podremos controlar la azimut (orientación) y la altura solar (inclinación) para conseguir una captación óptima. Los seguidores solares se pueden clasificar según el tipo de algoritmo utilizado: Según la luminosidad. Este tipo de algoritmo basa su funcionamiento en la señal entregada por uno o varios sensores. Dependiendo de dicha señal se envía un comando de control a uno o varios motores para que se posicionen en el punto más adecuado de luminosidad. Este tipo de seguimiento resulta ser de fácil implementación. Con programación astronómica. Este tipo de algoritmo presenta una total independencia de las condiciones climáticas (ya no requiere de sensores que indiquen cual es el punto más luminoso). El seguimiento, en este caso, depende únicamente de una serie de ecuaciones que predicen la ubicación del Sol en cualquier momento. Este tipo de seguidor resulta ser de gran precisión pero, como inconveniente, tenemos que mencionar que la implementación del algoritmo representa un alto grado de complejidad.

136

- - - - - - - - - - - -- -- - - - - - - - - - - - - - - - - - U nidad 7 . Montaje y conexionado

Funcionamiento del seguidor solar Programa

Parámetros

Fig.7.28. Funcionamiento de un seguidor solar.

Movimiento del seguidor solar: por ejemplo sistema hidráulico Alimentación externa CA

El funcionamiento del seguidor solar normalmente se hace mediante un PLC ubicado en un armario estanco apto para su uso en intemperie. Cada seguidor incorpora su propio autómata, lo que le da a cada uno de ellos total independencia de movimiento. Este autómata gobierna el funcionamiento de los motores (moto-bomba, etc.) ejecutando los movimientos precisos para lograr la orientación adecuada con respecto al Sol. El autómata garantiza el posicionamiento correcto del seguidor -superficie fotovoltaica normal a los rayos solares- y permite la automatización del posicionamiento nocturno y de defensa. El seguidor se coloca en posición de defensa (horizontal) en el caso de fuertes vientos. Éstos los podemos detectar mediante un anemómetro. Estos sistemas normalmente también llevan un sistema antirrobo (mediante detectores de manipulación) y protección contra granizo (dispone de un cable detector de vibraciones que, en caso de granizo, colocará automáticamente el seguidor en posición de ángulo máximo, evitando colisiones que pueden causar importantes daños en la superficie del panel). En el caso de oscuridad y/o niebla el seguidor se coloca en forma horizontal. Cuando se entra en la pantalla de la fecha, hora y coordenadas del lugar, con los pulsadores se apunta el seguidor al Sol. A partir de este momento el seguidor funciona. Cada X minutos (entre 1 y 90, según se programe) calcula la posición y mueve el seguidor si es necesario. Cuando se pone el Sol, cuando la inclinación del Sol sobre el horizonte es negativa, el seguidor vuelve al Este y se pone cerca de la horizontal. Al amanecer, el seguidor vuelve a ponerse casi vertical. A partir de ese momento hace de nuevo el movimiento normal diurno.

7.2. Montaje de estructuras de soporte fijo 7.2.1. Estructuras para montaje sobre suelo Cuando hacemos el montaje sobre soportes en el suelo tenemos que tener en cuenta algunas cosas que ya hemos estudiado: •

La separación entre filas de módulos fotovoltaicos para prevenir las sombras entre ellos.

•

La elevación de los módulos del suelo para prevenir la acumulación de nieve en la parte inferior. Esta misma elevación nos irá bien en el caso del crecimiento de la vegetación.

137

Unidad 7 . Montaje y conexionado--- -- -- - - - - - - -- - -- - - - - - - - - - - - - -- -

Preparación del terreno Según las características del suelo, las patas de la estructura pueden ser ancladas de distintas formas, por ejemplo:

•

Pernos de anclaje al suelo. Poco utilizado porque depende mucho del tipo de terreno.

•

Zapatas de hormigón armado con pernos de anclaje. Tubo pasacables

t

Fig.7.29. Perno roscado.

•

Anclaje roscado sobre losas de hormigón prefabricado.

I

"

r

Fig.7.30. Anclaje roscado.

-1.::

T X:S: -s: -S=.3i Es conveniente que los cables que vienen de los paneles solares estén lo más ocultos y protegidos posible. Por lo tanto, hay que hacer una canalización dentro de la propia zapata (como se puede ver en la anterior figura). El siguiente paso es el anclaje de la estructura, la cual podemos haber premontado mientras esperábamos el fraguado del hormigón. Cabe recordar que hay que poner la estructura a tierra, mediante conductores desnudos de puesta a tierra y conectarla en cualquier pletina que se haya alojado en los pernos/tornillos de anclaje.

Fig. 7.3l. Montaje estructura.

Una vez anclada y asegurada la estructura se ensamblan los perfiles transversales para los módulos fotovoltaicos.

138

Fig.7.32. Montaje estructura. Una vez acabado se colocan los paneles fotovoltaicos (como se puede ver en la siguiente figura):

Fig.7.33. Montaje estructura. Sobre todo hemos de pensar que este tipo de instalaciones no siempre son definitivas, dado que se puede sustituir un módulo fotovoltaico o ampliar la instalación. Por lo tanto, se tiene que utilizar tornillería de buena calidad para evitar corrosiones, etc y reducir el tiempo de trabajo posterior. En el montaje de un poste procederemos de forma parecida, ya sea un seguidor solar o, por ejemplo, una farola. Primero haremos la cimentación, como se puede ver en la siguiente figura:

Fig.7.34. Cimentación poste. Seguidamente montaremos el poste y una vez anclada se montan los perfiles transversales para los módulos fotovoltaicos mediante una grúa, dependiendo de la altura. Colocaremos los paneles fotovoltaicos, como se puede observar en la siguiente figura:

Fig.7.35. Cimentación poste.

139

Unidad 7 . Montaje y conexionado------ - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -- - -

7.2.2. Estructura para montar sobre tejado plano En este caso el procedimiento es igual que el montaje sobre suelo, salvo en el anclaje de la estructura. En este caso se suelen utilizar zapatas prefabricadas que sustentan la estructura por gravedad. Otro sistema es amarrar la estructura directamente en el tejado.

Fig.7.36. Instalación sobre techo.

7.2.3. Estructura para montar sobre tejados inclinados Aquí nos podemos encontrar con diferentes tipos de tejados; por tanto, parte del material y su tipo depende de que este hecha la cubierta. Si el tejado es de teja (independientemente del tipo) podemos utilizar una pieza como la de la figura, llamada salvateja.

Fig.7.37. Salvateja.

La forma de colocación entre tejas sería como muestra la figura siguiente:

Fig.7.38. Salvateja.

140

- - - -- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Unidad 7 . Montaje y couexionado Seguidamente, pondríamos un perfil genérico y encima el perfil para sujetar las placas solares.

Sección

Fig.7.39.

L----- _

I

_

Perfil.

[J

En las siguientes imágenes se puede ver un detalle de cómo se sujeta la placa solar y otro de cómo se sujetan entre placas.

Fig.7.40. Detalle.

Con techo de fibrocemento o panel sándwich haremos lo que detalla la siguiente figura y después seguiremos como en el caso anterior. Espiga roscada

Fig.7.41. De izquierda a derecha y de arriba a bajo: fibrocemento, instalación de fibrocemento, instalación en teja y sujeción paneles.

7.3. Conexión eléctrica y toma de tierra Una vez que hemos fijado los módulos fotovoltaicos a la estructura de soporte tenemos que hacer la conexión eléctrica entre ellos. Como ya hemos visto en capítulos anteriores, existen conectores que nos ahorran tiempo y dan seguridad en el cableado de paneles. los paneles solares disponen en la parte posterior de una caja, tal y como hemos explicado anteriormente. Esta caja dispone de unos orificios destinados a admitir tanto canalizaciones eléctricas (tubos) o prensaestopas. Éstos últimos nos aseguran la estanquidad en la caja de conexiones y también nos ofrecen una resistencia a la tracción.

14 ·

Unidad 7 · Montaje y conexionad o - - - - -- - - - - - -- -- - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Fig.7.42. Caja de conexiones.

A la salida de cada placa existe una caja de conexiones en cuyo interior se conectan los cables eléctricos que, según el tipo de conexión (serie o paralelo) deberán respetar las adecuadas secciones. En el interior de la caja de empalme deberá ponerse también un diodo de un valor de Amperios relacionado con el panel y, según la conexión (serie o de paralelo) podrá proporcionar funciones de by-pass o de bloqueo. La conexión en serie de paneles iguales logrará aumentar la tensión, manteniendo la intensidad igual en toda la rama. En este caso, todos los paneles tendrán entre los bornes un diodo de by-pass y el último panel tendrá en su salida positiva un diodo de bloqueo. La conexión en paralelo de paneles iguales o de ramas iguales sirve para que, aun manteniendo la misma tensión, se incremente la intensidad de corriente. En este caso, a la salida de la línea de cada rama se colocará una caja eléctrica ya partir de aquí se realizará una línea eléctrica que recogerá todas las ramas. Cuando conectemos los paneles fotovoltaicos tendremos que tener en cuenta, en primer lugar, la polaridad, dado que estamos trabajando con corriente continua. Y en segundo lugar, la forma de conectarse entre ellos.

Fig.7.43. Conexión tres paneles.

Si observamos con detenimiento la siguiente figura, podremos ver que los dos apartados están conectados en paralelo pero hay una diferencia. En el apartado A la conexión en paralelo se hace utilizando las cajas de conexiones de los paneles y en el apartado B la conexión en paralelo se hace utilizando una caja de conexiones general. En el primer apartado podemos tener algún problema. El primero, que si se estropea una de las cajas de conexiones finales dejará de suministrar corriente. El segundo, lo ineficiente que puede ser tener una sección igual, si está calculado para la intensidad total, tenemos un elevado coste.

142

- - - - - - - - -- - - - - - - - -- -- - - - -- -------Unidad 7 . Montaje y conexionado

A)

B)

Fig.7.44. Conexión eléctrica.

Tornillería y bornes utilizados para la conexión eléctrica de los diferentes elementos.

Fig.7.45. lornillería.

En la siguiente figura podemos ver un detalle de la canalización eléctrica de unas placas solares.

Fig.7.46. Canalizaciones eléctricas.

La conexión a tierra es la unión eléctrica directa, sin fusibles ni protección alguna, de una parte conductora (por ejemplo, la estructura) no perteneciente al circuito eléctrico, mediante una toma de tierra con un electrodo o grupos de electrodos enterrados en el suelo. Mediante la instalación de puesta a tierra se deberá conseguir que en el conjunto de instalaciones, edificios y superficie próxima de terreno, no aparezcan diferencias de potencial peligrosas y que, al mismo tiem;x permita el paso a tierra de las corrientes de defecto o las de descarga de orgeatmosférico.

Unidad 7 . Montaje y conexionado- - -- - - - - - - - - - - - - - -- - - - - - -- - - -- - -

Fig.7.47. Detalle medida tierra.

Por tanto, hemos de seguir lo que nos obliga el REBT: la existencia de una puesta a tierra para conducir las corrientes de fuga. También dentro del sistema, en la zona que trabaja con corriente continua, una toma de tierra de la estructura soporte garantiza el camino para una descarga atmosférica accidental. La estructura soporte del generador fotovoltaico debe encontrarse conectada a una toma de tierra independiente de la del neutro de la red. Todos los marcos de los paneles solares deben estar conectados a tierra para su seguridad. La estructura de soporte también debe estar conectada a tierra a menos que estén conectados mecánicamente por la tuerca y tornillos de los paneles de conexión a tierra solares.

Fig.7.48. Puesta a tierra estructura .

Conecte un cable separado de puesta a tierra en los agujeros de los marcos de los paneles solares con un tornillo de rosca. Los marcos de los paneles solares están provistos de orificios de conexión a tierra. El cable a tierra debe ser, al menos, del mismo tamaño que los conductores eléctricos. En instalaciones solares conectadas a la red tenemos que tener en cuenta que las compañías eléctricas prestan mucha atención a la calidad de la electricidad que se introduce en las redes eléctricas. Así como también a las medidas de seguridad con las que trabajan las instalaciones.

7.4. Montaje de baterías, acumuladores y resto de la instalación El lugar donde estén ubicados los acumuladores y las baterías deberá tener unas características concretas:

144

•

Ha de ser seco, fresco y protegido de la intemperie.

•

La ventilación ha de ser adecuada, debido a la evacuación de gases (Hidrógeno y Oxígeno) desprendidos por su proceso químico.

•

Las aberturas de ventilación tienen que estar situadas en la parte superior, dado que el Hidrógeno es más ligero que el aire.

•

Es aconsejable que sea de acceso restringido.

•

Evidentemente tiene que tener las señalizaciones tratadas en el apartado de prevención.

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -- - - - - - - - -- Unidad 7 . Montaje y conexionado •

Colocar las baterías sobre una estructura soporte o bancada, con la finalidad de aislarlas del suelo (proteger de la humedad).

Fig.7.49. Bancada de baterías.

Las baterías y/o acumuladores deben estar lo más cerca posible de los módulos fotovoltaicos, con el fin de limitar las caídas de tensión en los conductores. El conexionado lo haremos con terminales. Los terminales de la batería son los contactos eléctricos usados para conectar una carga y/o un cargador con una batería de la célula o de la múltiple-célula. Estos terminales tienen una variedad amplia de diseños y de tamaños.

Fig.7.50. Tipos de terminales.

Las conexiones entre baterías y/o celdas las hemos visto en capítulos anteriores. Respecto a la conexión del inversor, regulador, etc. comentar que estos elementos suelen estar en un mismo armario ubicado, generalmente, con las baterías. Teniendo en cuenta que lo hemos de poner en un sitio que facilite su posterior mantenimiento y, sobre todo, seguir las instrucciones facilitadas por el fabricante.

7.5. Elementos de protección y desconexión Hemos de hacer un cuadro eléctrico donde se instalen tanto los elementos que sirven para la desconexión de los diferentes circuitos de la instalación, como los elementos que sirven para la protección. Tiene que estar ubicado en un sitio de fácil acceso. Los elementos que integran este cuadro lo hemos tratado en un capítulo anterior. En la figura siguiente podemos ver un esquema eléctrico con sus diferentes elementos.

Fig.7.51. Esquema eléctrico. Centro de transformación

Contador de entrada

Contador de salida

~I¡:~~~¡~;

Interruptor Magnetotérrni o

Cuadro conexlone< DC

K-+-~TI~~~~v~~~~~~ Interruptor Magnetotérmlco

Caja protecclón AC Protecdón contra fallo aislamiento

Protecdone<

ante sobretenslones

.......-J Cuadro de distribución llTTTTTlf del abonado

145

Unidad 7 . Montaje y conexionado,-- -- - - -- - - -- - -- -- - - -- - -- -- - - -- - - y en la siguiente figura podemos ver un cuadro eléctrico con todos los elementos.

"

Fig.7.52. Cuadro eléctrico.

Ejercicio

Tenemos cuatro módulos fotovoltaicos, los hemos de instalar en un tejado de teja tipo árabe. Haz una lista de material que necesitarías para esta instalación.

7.6. Otras aplicaciones Una de las aplicaciones de la energía solar fotovoltaica con mayor futuro es la alimentación eléctrica de sistemas de bombeo de agua autónomos. Dado que en muchas ocasiones se precisa bombear agua y no se dispone de una red de energía eléctrica cercana. Para resolverlo, utilizamos un sistema fotovoltaico para la generación de electricidad que nos evita la instalación de largos y costosos tendidos eléctricos (muchas veces inviables técnicamente por condicionantes geográficos o medioambientales). Cuando los paneles alimentan directamente a la bomba se produce una fluctuación del flujo del agua bombeada en función de la variación de la intensidad de la radiación solar a lo largo del día. Así, en las primeras horas, el flujo de agua será pequeño e irá aumentando conforme nos acercamos a las horas centrales del día cuando es máxima la radiación. A partir de este momento vuelve a descender hasta que se hace nulo en el momento que anochece. Un sistema fotovoltaico de bombeo directo está compuesto por:

146

•

Las placas solares fotovoltaicas que proporcionan la energía necesaria al sistema. En este tipo de instalaciones el consumo de la energía tiene lugar inmediatamente después de su generación en los paneles; por tanto, no será necesario ningún sistema de acumulación.

•

Un conjunto bomba/motor. El motor va conectado internamente a la bomba de manera que forman una unidad completa.

•

Un sistema de control. Este dispositivo, dependiendo del fabricante, puede tener: •

Protección contra inversiones de polaridad, sobrecarga y excesos de temperatu ra.

•

Control y vigilancia del sistema de bomba e indicación de las condiciones de funcionamiento, dado que suele llevar sondas que le informan sobre el estado de la misma.

•

Control del aprovechamiento de la energía obtenida en los paneles solares. Es decir, hace posible el acoplamiento directo del generador fotovoltaico con el motor.

- - - - - - -- - - - - - - - -- - - - - - - -- - - -- - - -Unidad 7 . Mo.ntaje y co.nexio.nado.

Sonda de nivel máxJmo

POZO

Fig.7.53.

Sonda de nivel mlnimo

Moto-bomba. Alguno.s campo.s do.nde está presente la tecno.lo.gía fo.to.vo.ltaica: •

Bo.mbeo. de agua po.table.

•

Extracción. Bo.mbeo. para aplicación agríco.la o. ganadera.

•

Drenaje y desagüe.

•

Filtrado..

•

Tratamiento. de agua.

•

Bo.mbas de circulación.

•

Circulación Bo.mbeo. en fuentes deco.rativas.

•

Sistemas para el suministro..

EIIDAE (Instituto. para la Diversificación y Aho.rro. de Energía) es la entidad pública adscrita al Ministerio. de Industria que co.o.rdina y gestio.na las medidas y fo.ndo.s destinado.s al Plan de Acción Nacio.nal de Energía Reno.vable (PANER) y lleva a cabo. accio.nes de difusión, aseso.ramiento. técnico., desarro.llo. y financiación de proyecto.s de inno.vación tecno.lógica y carácter replicable. Dentro dellDAE enco.ntramo.s Io.s Pliego.s de Co.ndicio.nes para: Energía fo.to.vo.ltaica: Instalacio.nes aisladas de red. Energía fo.to.vo.ltaica: Instalacio.nes co.nectadas a red.

Test

1. Si hemo.s de mo.ntar paneles so.lares so.bre perfiles en U se ha de hacer: a) Utilizando. tornillo.s y taladros que llevan Io.s paneles. b) Haciendo. ta ladros en Io.s paneles. c) Utilizando. pegamento.. d) Mediante grapas de unión.

147

Unidad 7 . Montaje y conexionado--- - - - - - - -- - - - - - - - - - - - - - - - -- - --

2. ¿Qué efecto puede producir el sombreado parcial de un módulo? a) Efecto del punto caliente. b) Efecto Holder. c) Efecto Doppler. d) Efecto Joule. 3. ¿Qué aparato utilizaré para comprobar la inclinación de una placa solar? a) Falsa escuadra . b) Nivel de burbuja. e) Clinómetro. d) Transportador de ángulos. 4. La exposición de las células de un módulo fotovoltaico a la luz (incluso la artificial) provoca la aparición de tensión en sus terminales. Para evitarlo NO se ha de: a) Apoyar el módulo boca abajo. b) Cubrir la superficie de captación con cartón . c) Cubrir la superficie de captación con una manta. d) Cubrir la superficie de captación con plástico. 5. Los seguidores solares de dos ejes siguen: a) La altura solar. b) El azimut solar. e) La altura y el azimut solar. d) La inclinación solar. 6. Un seguidor de azimut solar tendrá su eje horizontal colocado en la dirección: a) Norte- Sur. b) Este- Oeste. e) Este- Sur. d) Este- Norte.

7. Las pérdidas por temperatura en un generador fotovoltaico son: a) Mayores cuando aumenta la temperatura ambiente. b) Mayores a temperaturas ambiente bajas. e) Despreciables y no se han de tener en cuenta. d) Ninguna de las anteriores es correcta. 8. El cortocircuito en los diodos de paso se produce de forma más común por: a) Sobretensión de origen atmosférico. b) Ajuste inadecuado del regulador. e) Dimensionado del cableado inadecuado. d) Inversión de la polaridad.

148

Unidad 8 Mantenimiento y averías

instalaciones solares fotovolfaic

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••••••• •••••••


Módulos fotovoltaicos y estructuras.

8.2

Baterías.

8.3

Mantenimiento del regulador de carga para batería de acumulación (CCB).

8.4

Mantenimiento del inversor o convertidor CD/CA.

8.5

Mantenimiento del circuito eléctrico.

8.6

Mantenimiento de seguidores solares.

8.7

Enlaces web interesantes.

8.8

Anexo.

Unidad 8 . Mantenimiento y averías en las instalaciones solares fotovoltai cas--- - - - - - - - - - - - - - Las instalaciones solares fotovoltaicas se caracterizan por un bajo mantenimiento, debido a la fiabilidad de los equipos, la ausencia de combustibles y consumibles, entre otras. Sin embargo, una instalación que no tenga el mantenimiento adecuado fácilmente tendrá problemas. Hay tareas de mantenimiento que, de no llevarse a cabo, conducirán simplemente a una reducción del rendimiento de la instalación, pero la omisión de otras podría provocar el deterioro de algunos de los elementos o el acortamiento de su vida útil. En el Código Técnico de Edificación se definen dos escalones complementarios de actuación: a) Plan de vigilancia: son las operaciones que permiten asegurar que los valores de la instalación son correctos. b) Plan de mantenimiento preventivo, descrito a continuación. Existen dos tipos de mantenimiento:

Mantenimiento preventivo. Operaciones de inspección visual/ verificación de actuaciones y otros que/ aplicados a la instalación/ deben permitir mantener dentra de límites aceptables las condiciones de funcionamiento/ prestaciones/ protección y durabílídad de la instalación. Si se detecta alguna anomalía en el mantenimiento preventivo, entra en juego el mantenimiento correctivo.

Mantenimiento correctivo. Todas las operaciones de sustitución necesarias para asegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. No se suelen incluir en el precio la mano de obra ni las reposiciones de equipos. Para asegurar el perfecto funcionamiento de la instalación se suele hacer un contrato de mantenimiento.

Recuerda ••• Existen dos tipos de mantenimiento: Mantenimiento correctivo: efectuado después del fallo, para reparar averías.

Este contrato de mantenimiento liga la propiedad de la instalación, con la empresa que ha de realizar las labores de mantenimiento, para asegurar el funcionamiento correcto de la instalación. También permite evitar malos entendidos, discusiones u otros problemas con el cliente. En este contrato de mantenimiento tendría que haber los siguientes aspectos: •

Los datos identificativos de la empresa que hace el mantenimiento y los datos del cliente.

•

Objeto del contrato, tipo de instalación y el lugar de ésta.

•

Especificación del tipo de mantenimiento que se hará (preventivo, correctivo, los dos, etc.). Es a veces usual, sobre todo en instalaciones aisladas, que el usuario efectúe una parte del mantenimiento (limpieza de los módulos fotovoltaicos, etc.); en este caso ha de constar en este contrato. En este apartado tiene que quedar claro tanto el número de visitas anuales de mantenimiento preventivo, como el tiempo máximo de respuesta a las averías. (El Código Técnico de Edificación recomienda una visita semestral).

•

Programa de mantenimiento. Como mínimo debe incluir las labores de mantenimiento aconsejados por los diferentes fabricantes del material utilizado en la instalación.

•

Realización de un informe técnico de cada una de la visitas. Indicando en él, el estado de las instalaciones y las incidencias habidas.

•

Las condiciones económicas del servicio y los conceptos incluidos. Por ejemplo, si está incluida la mano de obra, el desplazamiento, etc.

•

Garantía de las reparaciones.

•

Las condiciones de anulación del contrato por las dos partes.

•

Las obligaciones y los derechos tanto de la empresa mantenedora como del usuario.

Mantenimiento preventivo: se realiza en equipos en condiciones de funcionamiento. Este se puede dividir en dos apartados: • El Mantenimiento Preventivo Sistemático, efectuado a intervalos regulares de tiempo, se refiere a las técnicas de detección precoz de síntomas. • El Mantenimiento Preventivo Condicional o según condición, subordinado a un acontecimiento predeterminado.

150

- - - - - - - - - - -- - - - --Unidad 8 . Mantenimiento y averías en las instalaciones SOlares •

Recuerda ••• El libro de mantenimiento está formado por los documentos generados a lo largo de la vida del equipo. Se debe definir cuidadosamente la información útil necesaria:

~

La duración del contrato y la fórmula de renovación escogida (a·utornaOt::¡¡ o renegociable).

La mejor manera de justificar un plan de mantenimiento es recordar el refrcjln que dice: mejor es prevenir que curar. A modo de ejemplo podemos ver las tareas del mantenimiento preventivo de unas instalaciones, las cuales incluirán una visita anual en la que se realizará, como mínimo, las siguientes actividades : -

Verificación del funcionamiento de todos los componentes y equipos.

-

Revisión del cableado, conexiones, pletinas, terminales, etc.

• Condiciones de trabajo reales.

-

• Modificaciones efectuadas y pianos actualizados.

Comprobación del estado de los módulos: situación respecto al proyecto original, limpieza y presencia de daños que afecten a la seguridad y protecciones.

-

Estructura soporte: revisión de daños en la estructura, deterioro por agentes ambientales, oxidación, etc.

• Procedimientos de reparación. • Fichero histórico de la Máquina.

Baterías: nivel del electrolito, limpieza y engrasado de terminales, etc. -

Regulador de carga: caídas de tensión entre terminales, funcionamiento de indicadores, etc.

-

Inversores: estado de indicadores y alarmas.

-

Caídas de tensión en el cableado de continua.

-

Verificación de los elementos de seguridad y protecciones: tomas de tierra, actuación de interruptores de seguridad, fusibles, etc.

La limpieza de las placas suele ser responsabilidad del propietario, aunque la empresa instaladora debería de aconsejar cada cuanto tiempo se tiene que hacer la limpieza. Sería interesante llevar una hoja de registro o libro de mantenimiento, con el plan de mantenimiento y los principales parámetros, lecturas o magnitudes de funcionamiento. (Valores de referencia). Libro de mantenimiento. Registro de las operaciones de mantenimiento, en el que constará la identificación del personal de mantenimiento (nombre, etc.). Vamos a ver con más detalle el mantenimiento preventivo de cada elemento utilizado en las instalaciones solares fotovoltaicas. Iremos viendo los elementos independientemente del tipo de instalación.

8.1. Módulos fotovoltaicos y estructuras El mantenimiento básico del panel solar fotovoltaico comprende las acciones siguientes: •

Limpie sistemáticamente la cubierta frontal de vidrio del panel solar fotovoltaico. Se recomienda que el tiempo entre una limpieza y otra se realice teniendo en cuenta el nivel de suciedad ambiental. La operación de limpieza debe ser realizada, en genera" por el propio usuario y consiste simplemente en el lavado de los módulos con agua y algún detergente no abrasivo, procurando evitar que el agua se acumule sobre el módulo. No es aceptable en ningún caso utilizar mangueras a presión.

•

Verifique que no haya terminales flojos ni rotos, que las conexiones estén bien apretadas y que los conductores se hallen en buenas condiciones. En caso de detectar anomalías, contacte con el personal especializado.

•

Compruebe la estanqueidad de la caja de conexiones.

•

Verifique que la estructura de soporte está en buenas condiciones. En caso de que ésta no se encuentre protegida contra la intemperie (es decir, que

151

Unidad 8 . Mantenimiento y averías en las instalaciones solares fotovoltaicas- - - - -- - - - -- -- - - - no sea de aluminio, acero inoxidable o galvanizado} dé tratamiento con pintura antióxido. •

Pode sistemáticamente los árboles que puedan provocar sombra en el panel solar fotovoltaico. No ponga objetos cercanos que puedan dar sombra, como los tanques de agua y las antenas. En el caso de los árboles se debe prever su poda cuando sea necesario.

•

Inspeccione visualmente si hay rotura de cristal y también la estanqueidad del módulo fotovoltaico.

•

Compruebe la tensión en circuito abierto del campo fotovoltaico . Ésto debe hacerse en la salida del campo, en la caja principal de conexiones. Acuérdese de desconectarlo del resto del circuito, dado que si está conectado al regulador podríamos medir la tensión de las baterías.

•

Mida la corriente en cortocircuito, también en la caja principal de conexiones. Comprobar que no se exceda de la capacidad del amperímetro; si es así, tendríamos que utilizar una pinza amperimétrica.

•

Compruebe la estabilidad, rigidez y sujeción de los paneles y de la estructura soporte . -

Compruebe que los paneles estén bien fijados a la estructura soporte, sin holguras o aflojamientos. Éstos pueden provocar vibraciones a consecuencia del viento. Ésto se puede hacer observando que sucede si intentamos mover los paneles de forma manual.

-

Compruebe la cimentación (u otro sistema de sujeción) de la estructura. Observe también que no muestren signos de deterioro, tales como grietas, desprendimiento de material, etc.}.

-

Compruebe visualmente que los elementos que conforman la estructura no presentan deformaciones.

iAdvertencia! Nunca trate de limpiar suciedades en la cubierta frontal del panel solar fotovoltaico con objetos cortantes o punzantes que puedan dañarlo.

8.1.1. Posibles averías en los módulos fofovolfaicos Debido a los exhaustivos controles de calidad a los que son sometidos los módulos fotovoltaicos antes de su venta al público, los casos de averías son muy poco frecuentes. Ahora bien, se pueden detectar los siguientes casos, casi siempre por causa ajena al proceso de fabricación: •

La rotura del vidrio se produce, usualmente, por acciones desde el exterior (mala instalación, golpes, pedradas, etc.). También se han detectado algunos casos de rotura en el transporte a obra.

Recuerda ••• Nunca trate de limpiar suciedades en la cubierta frontal del panel solar fotovoltaico con objetos cortantes o punzantes que puedan dañarlo, ni con sustancias abrasivas. Sería interesante utilizar agua con bajo contenido en cal.

152

Rotura del vidrio

La rotura del cristal, al ser templado, se produce siempre en forma de astillado total de la superficie, notándose perfectamente el lugar del impacto. El astillado reduce el rendimiento aproximadamente en un 30%, pero el módulo puede continuar en uso; aunque convendrá cambiarlo lo antes posible para asegurar el funcionamiento de la instalación. •

Penetración de humedad en el interior del módulo

Aunque ésta es una avería poco frecuente, puede producirse por golpes externos o ralladuras en el TEDLAR posterior por agresiones externas. Cuando penetra humedad hasta el circuito de las células y sus conexiones, aparecen corrosiones que reducen e incluso rompen el contacto eléctrico de los

- - - - - - - - - - - - - - - - - U n i d a d 8 . Mantenimiento y averías en las instalaciones solares fotovoltaicas electrodos con el material de las células, impidiendo la recogida de electrones y haciendo inútil de esta forma el módulo. La tensión y la intensidad caen a cero y el módulo debe ser sustituido de inmediato. Debe indicarse que, como este fallo termina siendo generalmente total, cuando en una revisión se detectan degradaciones serias en el módulo es preferible su sustitución, evitando así los costes de una próxima V segura visita. •

Fallos en las conexiones de los módulos Debido a las diferencias térmicas entre, por ejemplo, el día y la noche puede producirse aflojamiento de los conectores del cableado de los módulos. Por este motivo es necesario revisar periódicamente (por ejemplo, cada seis meses) las conexiones, apretándolas en caso de ser necesario. Durante la instalación se debe asegurar la estanqueidad propia de las cajas de conexiones a través de los pasacables. En caso de detectarse entrada de agua en la caja de conexiones, la presencia de agua en los contactos produce caídas de tensión en el circuito y, consecuentemente, reducción de la potencia generada. La reparación consiste en la limpieza de los terminales o bornes de conexión y el cambio de la junta de la caja de conexiones o del pasacables, si alguno de ellos se encontrara defectuoso. En la operación son de utilidad los sprays para terminales de uso en electrónica o siliconas selladoras.

•

Efecto sombra El efecto sombra o de punto caliente se provoca por una sombra puntual en una o varias células del módulo mientras el resto recibe una radicación elevada. Esta situación debe remediarse eliminando la causa de las sombras. Para evitar deterioros en las células están previstos los diodos de protección descritos anteriormente en este libro.

•

Defectos de fabricación Los defectos de fabricación, en caso de existir, se presentan en los primeros días de funcionamiento y son de muy escasa incidencia.

8.2. Baterías Tenemos que hacer varias labores en el mantenimiento preventivo de las baterías.

Fig.8.1. Bancada de baterías.

•

Comprobación de las conexiones entre baterías Comprobar que las conexiones coinciden con el esquema de montaje y que los terminales están correctamente apretados.

153

Unidad 8 . Mantenimiento V averías en las instalaciones solares fotovoltaicas-- - - -- -- - -- - - - -- -

Fig.8.2. Conexiones de las baterías. Comprobar que los terminales de interconexión entre vasos hagan el contacto adecuado con los bornes V estén correctamente apretados. •

Medición de la tensión en circuito abierto Recordemos que la tensión en circuito abierto es la que podemos medir al no existir una carga conectada. Representa la tensión máxima que puede dar. Se mide conectando un voltímetro o polímetro entre sus bornes, el positivo V el negativo.

Fig.8.3. Polímetro. •

Comprobación de las bancadas de baterías Comprobar que no exista suciedad, humedad V salpicaduras en las baterías. Esta suciedad, si es excesiva, puede provocar autodescargas o derivaciones eléctricas. Así mismo, comprobar que la estructura de soporte (bancada) esté segura V en buen estado, V que las baterías estén en la correcta posición.

•

Comprobación de los tapones Verificación visual de colocación de los tapones, que no estén obstruidos. En caso afirmativo, proceder a la limpieza con abundante agua V secarlos agitando vigorosamente o aplicando una corriente de aire.

•

Comprobación de terminales Cuando la inspección visual revele que los terminales de baterías están sulfatados, desconéctelos V, usando un cepillo con cerdas metálicas finas, limpie con cuidado la superficie de los bornes Vla de los terminales afectados. Seguidamente añada vaselina a ese terminal.

•

Comprobación de la densidad del electrolito En la etapa de ecualización de las baterías puede haber un burbujeo, que puede provocar la pérdida del electrolito. El electrolito en una batería del tipo Plomo-Ácido (solución de ácido sulfúrico diluido en agua) . Si conocemos la densidad inicial del ácido sulfúrico

154

- - -- -- - - - - -- - - - --Unidad 8 . Mantenimiento y averías en las instalaciones solares fotovoltaicas

Recuerda ••• Con cierta frecuencia, deberá medirse la densidad del electrolito en cada una de las celdas que componen el banco de baterías y archivar los resultados. La comparación de los resultados con medidas hechas con anterioridad permitirá detectar el comienzo de problemas en una determinada celda.

(H 2S04 ) a plena carga y teniendo en cuenta que al estar la batería totalmente descargada, el electrolito será casi agua, ésto nos permite deducir que, con una sencilla lectura de gravedad específica, podemos saber con certeza el estado de carga de la batería, en condiciones normales de mantenimiento. La gravedad específica es la relación entre la densidad de una sustancia y el agua. El agua tiene una gravedad específica de 1.0; de ese modo, una sustancia con gravedad específica menor que 1.0 es menos densa que el agua y una sustancia con una gravedad específica mayor que 1.0 es más densa. El agua recomendada para preparar el electrolito o para adicionar a la batería (mantenimiento) es el agua desionizada o desmineralizada. Dado que cualquier otra agua reducirá la vida útil de la batería. Hay varios métodos para comprobar las condiciones de una batería, pero el más usual es el empleo de un aCidómetro, hidrómetro o densímetro. Con esta clase de equipo se comprueba la gravedad específica del electrolito de las baterías. Este equipo está compuesto de una pera de goma en su parte superior, un tubo de vidrio, un flotador y un tubo de goma. Algunos tienen un termómetro incluido. Para utilizarlo se sumerge el tubo de goma en el electrolito, se comprime la pera y se suelta. El electrolito resulta aspirado por el tubo de vidrio y el lector de gravedad flotará en dicho líquido. Se podrá comprobar el estado de carga de la celda por la longitud de la varilla graduada del flotador que sobresalga del electrolito. Esta lectura debe tomarse a nivel del ojo y tomando verticalmente el densímetro. Nunca deben leerse gravedades específicas inmediatamente después que el agua haya sido vertida en la celda, dado que el agua aún no se ha mezclado perfectamente con el electrolito del fondo, y para que se dé la mezcla, se debe suministrar carga.

ATENCiÓN. La medición de la densidad del electrolito implica el manejo de ácido sulfúrico, extremadamente peligroso. Es imprescindible utilizar gafas de seguridad y guantes de goma resistentes al ácido sulfúrico. A continuación, el estado de carga de una batería según el valor de la densidad del electrolito:

100% cargada de 1.250 a 1.290 75% cargada de 1.230 a 1.240 50% cargada de 1.200 a 1.220 Totalmente descargada de 1.100 a 1.150

Fig.8.4. Densímetro.

155

Unidad 8 . Mantenimiento y averías en las instalaciones solares fotovoltaicas-- - - -- -- -- - -- -- -iNorma importantísima! Al efectuar la mezcla de ácido con agua siempre se debe echar el ácido sobre el agua y no al revés porque resulta muy peligroso. Existe el riesgo de proyección del líquido al exterior.

8.2.1. Problemas típicos de las baterías Éstos dependen del tipo de batería utilizado. A continuación se explican los principales problemas de las baterías.

Altas temperaturas - Vida útil Cuando la temperatura ambiente se eleva, la acción química se acelera, disminuyendo el valor de la resistencia interna. Ésto trae como consecuencia una reducción de la vida útil del acumulador, ya que se acelera el desgaste de la superficie activa de los electrodos. Por tanto, es interesante la ventilación en la sala donde estén ubicadas las bancadas de baterías.

Sulfatación de la batería Éste es uno de los mayores problemas cuando se usan baterías de Plomo-Ácido con electrolito líquido. Hemos visto que si una batería de Plomo-Ácido se deja en un estado de descarga profunda durante un período prolongado de tiempo se producirá su sulfatación. Parte del sulfuro del ácido se combinará con Plomo procedente de las placas para formar sulfato de Plomo. Si la batería no se rellena con agua periódicamente, parte de las placas quedarán expuestas al aire y el proceso se verá acelerado. El sulfato de Plomo recubre las placas de forma que el electrolito no puede penetrar en ellas. Esto supone una pérdida irreversible de capacidad en la batería que, incluso con la adición de agua, no se puede recuperar. Este problema se puede ver en la siguiente imagen:

Fig.8.5. Ejemplo de sulfatación de la batería.

Un procedimiento que da mejores resultados, pues actúa como preventivo, es el uso de un desulfatador electrónico. Este aparato se conecta directamente a los bornes de su batería y actúa permanentemente emitiendo pulsos de alta frecuencia para regenerar la batería y prevenir la sulfatación de sus placas.

Gasificación Cuando se está completando el proceso de carga en una batería de Plomo-Ácido, escasea el material activo y la energía que aporta la corriente eléctrica produce la hidrólisis (ruptura de las moléculas del agua), liberando Oxígeno e Hidrógeno. Este escape de gases produce un burbujeo en el electrolito, que se conoce como gasificación.

156

- - - -- - - - - - - - - - - - -Unidad 8· Mantenimiento y averías en las instalaciones s: =-e5

~:::.: ~

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Aufodescarga Una batería que está cargada y permanece inactiva, independientemente de Sl. ::-;:¡.: pierde su carga con el tiempo. Este fenómeno es conocido como autodescarga . En ocasiones la autodescarga es tan nociva que llega a provocar la inoperatividad de la batería. Tal como ocurre, por ejemplo, en las baterías de los grupos electrógenos de emergencia; equipos éstos que la mayor parte del tiempo sólo funcionan para situaciones de falta de energía en la red pública de electricidad. Ocurre que el grupo electrógeno estuvo mucho tiempo parado y la batería se autodescargó hasta tal nivel que no se consigue arrancar al grupo. La velocidad de autodescarga no es uniforme, depende de: •

Tecnología de manufactura de la batería.

•

Temperatura ambiente: climas calurosos, aceleran el efecto de autodescarga.

8.3. Mantenimiento del regulador de carga para batería de acumulación (CCB) •

Mantenga el regulador de carga colocado en posición correcta, en un lugar limpio, seco y protegido de los rayos solares.

•

Chequee el funcionamiento correcto del regulador de carga. Si detecta ruidos anormales, contacte al personal especializado.

•

Verifique que las conexiones estén correctas y bien apretadas.

•

Chequee que el fusible de entrada esté en buen estado.

Nota: En caso de que el regulador de carga no funcione, contacte con el personal especializado.

8.4. Mantenimiento del inversor o convertidor COjCA Los inversores requieren un mantenimiento mínimo, que lo podemos hacer con una revisión anual para realizar operaciones de mantenimiento preventivo, como:

Recuerda ••• Respecto al mantenimiento de los equipos contenidos en esta página, hemos de hacer especial hincapié en: • Eliminar la suciedad.

•

Comprobar que los cables estén bien conectados. (Con pequeños tirones).

•

Comprobar que los bornes y terminales no presenten síntomas de corrosión. En caso contrario, limpiarlos y aplicar un protector contra la corrosión.

•

Eliminar la suciedad en el inversor.

•

Comprobar la correcta sujeción del inversor.

•

Verificar que el área de ubicación del inversor se mantiene limpia, seca y bien ventilada.

•

Comprobar caídas de tensión entre diferentes elementos.

•

Comprobar que las señalizaciones o indicaciones no den errores o alarmas.

Los reguladores de carga también requieren un mantenimiento mínimo, como:

• Asegurar la correcta ventilación de los disipadores de calor.

•

Comprobar que los cables estén bien conectados. (Con pequeños tirones).

•

• Comprobar que las conexiones estén firmemente instaladas.

Comprobar que los bornes y terminales no presenten síntomas de corrosión. En caso contrario, limpiarlos y aplicar un protector contra la corrosión.

•

Eliminar la suciedad en los disipadores de calor.

•

Comprobar la correcta sujeción.

•

Comprobar que las señalizaciones o indicaciones no den errores o alarmas.

• Corrosión de los bornes.

157

Unidad 8 . Mantenimiento y averías en las instalaciones solares fotovoltai cas·- - - - - - - - -- - -- - - - -

8.5. Mantenimiento del circuito eléctrico •

Compruebe que el cableado y las canalizaciones se encuentren en perfecto estado, sobre todo de estanqueidad y de defectos de aislamiento.

•

Verifique que todos los empalmes y conexiones estén fuertemente apretados para evitar falsos contactos y protegidos adecuadamente con cinta aislante.

•

Compruebe caídas de tensión entre diferentes elementos.

8.6. Mantenimiento de seguidores solares Normalmente están preparados para funcionar con un mantenimiento mínimo. Se debe poner aceite de vez en cuando en las partes móviles, pues podría surgir el problema que chirríe, se atasque y se oxide. En concreto, en la barra roscada y en la cadena. En zonas donde pueda haber condiciones muy duras para la oxidación (atmósfera muy salina), a pesar que el bicromatado es uno de los mejores tratamientos para resistir a la corrosión, para asegurarse de que no se oxide se puede pintar con pintura adecuada. Si por alguna razón se bloqueara el motor, la electrónica lo detectaría, desconectaría y avisaría del fallo. Lo mismo que si se desconectara un cable de algún motor. Si el motor anda forzado, también se dará un mensaje de aviso. Solamente se tendrá que ajustar el reloj, en el caso de desfase o puesta accidental, a O.

1. Con la información del libro y la que puedas encontrar en IDAE haz un contrato de mantenimiento para una instalación aislada fotovoltaica. 2. Tenemos una instalación aislada de energía solar fotovoltaica. Ésta consta de 14 placas fotovoltaicas y una caseta donde se encuentran las baterías y el resto de elementos.

Se trata de hacer las labores de mantenimiento preventivo anual de esta instalación.

158

- - - - - - - - - - - - - - - - -Unidad 8 . Mantenimiento y averías en las instalacio es

50.: ·2-~ ..::-::, ••: ,-..:= ~:: :

Cuestiones: 1) ¿Qué mantenimiento preventivo tendríamos que hacer en el sistema de generación? 2) Respecto al mantenimiento preventivo de las baterías, ¿qué tareas de mantenimiento tendríamos que hacer? 3) ¿Qué mantenimiento preventivo tendríamos que hacer en el regulador? 4) ¿Qué mantenimiento preventivo tendríamos que hacer en el inversor? 5) ¿Qué señales de seguridad serían adecuadas en una sala de baterías? 6) Dada la siguiente lista de errores o deficiencias, relaciónalos con sus efectos.

Errores o deficiencias a) Insuficiente información al usuario o inexistencia de un manual mínimo de mantenimiento. b) Insuficiente frecuencia de revisiones periódicas. c} Ángulos inadecuados de inclinación u orientación de los paneles. d) Infradimensionado de la sección de los conductores. e) Omisión de fusibles y otros elementos de seguridad. f) Hacer a medias o no hacer la primera carga de la batería. g) Montar los módulos y no comprobar su buen funcionamiento. h} Utilización de tornillos no inoxidables. i) No repasar la estanqueidad en los puntos críticos de la instalación. j) No utilización de cajas de conexión estancas aptas para la intemperie en zonas exteriores.

Efectos a) Errores en la conexión por consumo excesivo. Accidentes eléctricos. b) Caídas de tensión. Sobrecalentamiento. Riesgo de incendios, cortocircuito. Interrupción del servicio. c) Averías causadas por desconocimiento del usuario. d} Aparición de averías que pudieran ser evitables. e} Disminución de la aportación solar. f} Cortocircuitos. Interrupción del circuito eléctrico. g} Oxidación. Rigidez o dificultad de movimiento de roscas en el exterior. h} Corrosión de terminales. Fallos en el circuito eléctrico. i} Sulfatación de la batería. j} Bajo rendimiento, si algún módulo está defectuoso.

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Unidad 8 . Mantenimiento y averías en las instalaciones solares fotovoltaicas--- -- - -- - - - - - - - - -

1. El mantenimiento preventivo tiene como misión: a) Evitar los fallos de la instalación antes que se produzcan. b) Cambiar los elementos que se han estropeado en la instalación. e) Comprar los elementos que hay que sustituir en la instalación. d) Buscar las averías de la instalación.

2. El mantenimiento que puede hacer un usuario de una instalación solar fotovoltaica autónoma sobre el generador es: a) Verificar que no haya roturas en el cristal de los paneles. b) Limpiar los paneles solares. c) Verificar el anclaje de los soportes de sujeción de los paneles. d) Todas las respuestas anteriores son correctas.

3. ¿Qué elemento no necesita mantenimiento en una instalación conectada a la red eléctrica? a) El generador. b) El acumulador. e) El inversor. d) Todas las respuestas anteriores son correctas.

4. El E.P.1. significa: a) Equipo de protección inmediata. b) Equipo de protección individual. e) Equipo permanente inmediato. d) Equipo de protección integral.

5. Las señales de advertencia llevan el fondo de color: a) Blanco. b) Rojo. e) Amarillo. d) Azul.

6. ¿Qué herramienta o aparato utilizaremos para comprobar la capacidad de una batería de electrolito líquido? a) Hidrómetro. b) Téster. e) Pinza amperimétrica. d) No hace falta ningún aparato, se puede hacer visualmente.

7. Para reducir la caída de tensión en una instalación aislada, el inversor se ha de instalar: a) Lo más cerca de las baterías de acumuladores. b) Lo más alejado de las baterías de acumuladores. e) Lo más cerca de las placas fotovoltaicas. d) Lo más alejado de las placas fotovoltaicas.

160

- - - - -- -- - -- -----Unidad 8 . Mantenimiento y averías en las instalaciones solares fotovoltaicas

8. El envolvente de un inversor instalado en el exterior ha de ser de un nivel de protección de: a) IP 20. b) IP 30.

c) IP 65.

d) IP40. 9. De las siguientes tareas de mantenimiento en un regulador, dime la que NO es correcta: a) Limpiar los disipadores de calor de cualquier obstrucción. b) Comprobar las conexiones y que estén correctamente apretados los tornillos. c) Limpiar el regulador del polvo y otros. d) Desprogramarlo y volver a programarlo.

10. De las siguientes tareas de mantenimiento de las baterías, dime la que NO es correcta: a) Comprobación de las conexiones. b) Medida de la tensión en circuito abierto. c) Medida de la intensidad en cortocircuito. d) Comprobación de las bancadas.

8.7. Enlaces web interesantes http://electrotecnia.krillgeneradores.com/?p=200 http:j/news.soliclima.com/noticias/energia-solar/fases-en-Ia-instalacion-de-unahuerta-solar http://www.solarweb.netjsolar-fotovoltaica.php http://www.censolar.es http://www.atersa.com http://www.solener.com http://www.albasolar.com http://www.energias-renovables.com http://www.idae.es http://www.abb.es http://www.duo-consulting.com http://asif.org http://www.tfm.es http://www.sumsol.es http://www.portalsolar.com http://www.sitiosolar.com http://www.atersa.com http://www.isofoton.es http://www.bpsolar.com http://www.schneiderelectric.es http://www.energy.siemens.com http://www.gencat.catjicaen

161

Unidad 8 . Mantenimiento y averías en las instalaciones solares fotovoltaicas- - -- - - - - - - - -- - -- -

Anexo El IDAE nos explica detalladamente los requisitos que ha de contener el contrato de mantenimiento de instalaciones fotovoltaicas conectadas a red y las garantías de sus componentes y demás maquinaria. A continuación ponemos un ejemplo de un contrato de mantenimiento.

1. Generalidades 1.1. Se realizará un contrato de mantenimiento preventivo y correctivo de} al menos} tres años. 1.2. El contrato de mantenimiento de la instalación incluirá todos los elementos de la instalación con las labores de mantenimiento preventivo aconsejados por los diferentes fabricantes.

2. Programa de mantenimiento 2.1. El objeto de este apartado es definir las condiciones generales mínimas que deben seguirse para el adecuado mantenimiento de las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a la red. 2.2. Se definen dos escalones de actuación para englobar todas las operaciones necesarias durante la vida útil de la instalación para asegurar el funcionamiento} aumentar la producción y prolongar la duración de la misma: -

Mantenimiento preventivo.

-

Mantenimiento correctivo.

2.3. Plan de mantenimiento preventivo. Operaciones de inspección visual} verificación de actuaciones y otras que} aplicadas a la instalación} deben permitir mantener dentro de límites aceptables las condiciones de funcionamiento} prestaciones} protección y durabilidad de la misma. 2.4. Plan de mantenimiento correctivo. Todas las operaciones de sustitución necesarias para asegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. Incluye: -

La visita a la instalación en los plazos indicados en el punto 8.3.5.2 y cada vez que el usuario lo requiera por avería grave en la misma.

-

El análisis y elaboración del presupuesto de los trabajos y reposiciones necesarias para el correcto funcionamiento de la instalación.

-

Los costes económicos del mantenimiento correctivo} con el alcance indicado} forman parte del precio anual del contrato de mantenimiento. Podrán no estar incluidas ni la mano de obra ni las reposiciones de equipos necesarias más allá del período de garantía.

2.5. El mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado bajo la responsabilidad de la empresa instaladora. 2.6. El mantenimiento preventivo de la instalación incluirá} al menos} una visita (anual para el caso de instalaciones de potencia menor de 5 kWp y semestral para el resto) en la que se realizarán las siguientes actividades:

162

-

Comprobación de las protecciones eléctricas.

-

Comprobación del estado de los módulos: comprobación de la situación respecto al proyecto original y verificación del estado de las conexiones.

-

Comprobación del estado del inversor: funcionamiento} lámparas de señalizaciones} alarmas} etc.

-

Comprobación del estado mecánico de cables y terminales (incluyendo cables de tomas de tierra y reapriete de bornesL pletinas} transformadores} ventiladores/extractores} uniones} reaprietes} limpieza.

- - - - - - - - - - - - - - -- -Unidad 8 . Ma ntenimiento

a

2.7. Realización de un informe técnico de cada _-::: :e je el estado de las instalaciones y las incidencias acae: ::::~

2.8. Registro de las operaciones de mantenimiento rea Cza::::5 e- _tenimiento. En él constará la identificación del personal de 1'2-:::- bre, titulación y autorización de la empresa).

~-::

3. Garantías 3.1. Ámbito general de la garantía 3.1.1. Sin perjuicio de cualquier posible reclamación a terceros, la instalación será reparada de acuerdo con estas condiciones generales si ha sufrido una avería a causa de un defecto de montaje o de cualquiera de los componentes. Siempre que haya sido manipulada correctamente de acuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones. 3.1.2. La garantía se concede a favor del comprador de la instalación, lo que deberá justificarse debidamente mediante el correspondiente certificado de garantía, con la fecha que se acredite en la certificación de la instalación. 3.2. Plazos 3.2.1. El suministrador garantizará la instalación durante un período mínimo de tres años para todos los materiales utilizados y el procedimiento empleado en su montaje. Para los módulos fotovoltaicos, la garantía mínima será de ocho años. 3.2.2. Si hubiera que interrumpir la explotación del suministro debido a razones de las que es responsable el suministrador, o a reparaciones que el suministrador haya que realizar para cumplir las estipulaciones de la garantía, el plazo se prolongará por la duración total de dichas interrupciones. 3.3. Condiciones económicas 3.3.1. La garantía comprende la reparación o reposición, en su caso, de los componentes y las piezas que pudieran resultar defectuosas, así como la mano de obra empleada en la reparación o reposición durante el plazo de vigencia de la garantía. 3.3.2. Quedan expresamente incluidos todos los demás gastos; tales como tiempos de desplazamiento, medios de transporte, amortización de vehículos y herramientas, disponibilidad de otros medios y eventuales portes de recogida y devolución de los equipos para su reparación en los talleres del fabricante. 3.3.3. Asimismo, se deben incluir la mano de obra y materiales necesarios para efectuar los ajustes y eventuales reglajes del funcionamiento de la instalación. 3.3.4. Si en un plazo razonable el suministrador incumple las obligaciones derivadas de la garantía, el comprador de la instalación podrá, previa notificación escrita, fijar una fecha final para que dicho suministrador cumpla con sus obligaciones. Si el suministrador no cumple con sus obligaciones en dicho plazo último, el comprador de la instalación podrá, por cuenta y riesgo del suministrador, realizar por sí mismo las oportunas reparaciones o contratar para ello a un tercero, sin perjuicio de la reclamación por daños y perjuicios en que hubiere incurrido el suministrador. 3.4. Anulación de la garantía 3.4.1. La garantía podrá anularse cuando la instalación haya sido reparada, modificada o desmontada, aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al suministrador o a los servicios de asistencia técnica de los fabricantes no autorizados expresamente por el suministrador, salvo lo indicado en el punto 8.3.3.4.

163

Unidad 8 . Mantenimiento y averías en las instalaciones solares fotovoltaicas - - -- - - - - - - - - - - - -3.5. Lugar y tiempo de la prestación 3.5.1. Cuando el usuario detecte un defecto de funcionamiento en la instalación lo comunicará fehacientemente al suministrador. Cuando el suministrador considere que es un defecto de fabricación de algún componente lo comunicará fehacientemente al fabricante. 3.5.2. El suministrador atenderá cualquier incidencia en el plazo máximo de una semana y la resolución de la avería se realizará en un tiempo máximo de quince días, salvo causas de fuerza mayor debidamente justificadas. 3.5.3. Las averías de las instalaciones se repararán en su lugar de ubicación por el suministrador. Si la avería de algún componente no pudiera ser reparada en el domicilio del usuario, el componente deberá ser enviado al taller oficial designado por el fabricante por cuenta ya cargo del suministrador. 3.5.4. El suministrador realizará las reparaciones o reposiciones de piezas en la mayor brevedad posible una vez recibido el aviso de avería, pero no se responsabilizará de los perjuicios causados por la demora en dichas reparaciones siempre que sea inferior a quince días naturales. En los siguientes apartados se detallan las labores y condiciones de mantenimiento a cumplir. En todos los casos, y a pesar de que se recalque más adelante, no entra dentro del alcance del mantenimiento el suministro de piezas, aunque sí el de pequeño material eléctrico y el de las herramientas necesarias para realizar dichas labores. Aún así, sí será por cuenta del contratista el gestionar la compra de las mismas con cargo a la propiedad. Se definen dos escalones de actuación para englobar todas las operaciones necesarias durante la vida útil de la instalación para asegurar el funcionamiento, la producción y la vida útil de la misma: •

Mantenimiento preventivo.

•

Mantenimiento correctivo.

1. Mantenimiento preventivo El contratista se compromete a mantener los diferentes componentes del parque fotovoltaico adecuadamente en intervalos regulares o cuando se prevea un fallo de algún componente de la instalación. Los trabajos se realizarán en consonancia con el estado actual de la tecnología, tal y como estipulan las disposiciones reglamentarias y estándares relevantes, en concreto: •

Inspección para garantizar la operatividad de los generadores fotovoltaicos, seguidores e inversores de acuerdo con las especificaciones aplicables a la planta, sobre todo inspección visual y comprobación del rendimiento de los equipos.

•

Inspección y corrección de conexiones y anclajes.

•

Limpieza de los generadores fotovoltaicos.

•

Inspección y cambio de los materiales de funcionamiento sometidos a desgaste.

•

Recogida de los residuos resultantes, incluida su adecuada eliminación.

•

Examen de los elementos de protección de la instalación.

El contratista se compromete a llevar a cabo todas las tareas de mantenimiento de forma tal que cualquier limitación a la generación de energía derivada de ellas sea mínima. Concretamente, el contratista conducirá preferiblemente el mantenimiento durante periodos de bajo recurso solar. El contratista se reserva el derecho a posponer o anticipar las citas de mantenimiento preventivo en un máximo de seis semanas. Además, cuando un parque fotovoltaico disponga de varios

164

- - - - - -- - -- - - -- - - - U nidad 8 . Mant en imiento y averías e elementos con distintas fechas de mantenimiento, e l cc~:=:-::; : ' _>'?~ : l ~- ' .::%:, de forma colectiva, todos los trabajos de revisión. En dicho ::c5: -=' ::"~-:;:¡ ~;¿ compromete a proporcionar a la propiedad un aviso programaac , : _-: -" ; ~ :11cha cita de revisión, en el que se aplicará como norma una semana Ce :-:= :<: ,: ,-

1.1. Supervisión del parque fofovolfaico El contratista proporcionará una supervisión del parque fotovoltaico las 24 horas del día, mediante un sistema de vigilancia por control remoto que abarcará los 365 días del año. Además, la propiedad podrá realizar consultas al servicio de monitorización los 365 días del año . En el caso de que un generador fotovoltaico indique un fallo, el contratista se compromete a llevar a cabo un diagnóstico de errores sin demora. Cuando un diagnóstico de error indique que se ha producido un fallo, el contratista se compromete a iniciar las acciones que sean necesarias para repararlo sin demora injustificada. Los errores que puedan ser corregidos en línea se corregirán en línea. Respecto a cualquier otro error, el contratista enviará a la planta el equipo de mantenimiento que tenga disponible en el menor plazo de tiempo posible.

2. Mantenimiento correctivo Operaciones destinadas a la subsanación de fallos una vez producidos éstos. Durante el período contractual, el contratista realizará los trabajos requeridos para las acciones correctivas necesarias para la marcha adecuada del parque fotovoltaico. El contratista se compromete a garantizar la ejecución profesional de todas las obras de reparación que sean relevantes y necesarias para este fin. La propiedad se compromete a almacenar una reserva de piezas de repuesto normales y proporcionar en un breve plazo de tiempo grandes componentes (inversores y transformadores). El contratista tendrá derecho a usar piezas de repuesto que estén en buenas condiciones o que previamente hayan sido objeto de una puesta a punto, con la condición de que ésto mejore la condición general de los componentes en cuestión y el parque fotovoltaico en sí. Los elementos instalados pasan a pertenecer a la propiedad, los elementos intercambiados pasan a pertenecer al contratista. Durante el período de garantía, los materiales consumidos serán repuestos a expensas de la propiedad. Una vez finalizado dicho período, la propiedad adquirirá el stock de repuestos. La reposición de materiales será realizada a expensas de la propiedad. Cuando haya que llevar a cabo un trabajo completo de puesta a punto, el contratista se compromete a atender a la propiedad con la mayor antelación posible. Siempre que sea posible, las obras se notificarán 36 horas antes de su comienzo y 72 horas cuando sea preciso emplear grúas. Sin embargo, en los casos que impliquen trabajos de reparación que no sean globales, y el retraso suponga un riesgo, el contratista tendrá derecho a llevarlos a cabo sin informar previamente a la propiedad. La condición que estipula la obligación de prestar servicios de mantenimiento por parte del contratista no será aplicable cuando se haya producido un fallo por las siguientes circunstancias: •

Fuerza mayor; es decir, circunstancias externas que la propiedad no pueda impedir a pesar de guardar el máximo cuidado. Incluye circunstancias tales como terremotos, radiación y fuerza del viento que supere la velocidad de supervivencia especificada para la realización de los trabajos.

•

Guerra o desórdenes civiles, huelgas o disturbios.

•

Terrorismo y vandalismo.

•

Intencionalidad o negligencia por parte del operario.

165

Unidad 8 . Mantenimiento y averías en las instalaciones solares fotovoltaicas- - - -- -- - -- -- - - - - •

Actuaciones llevadas a cabo por terceros sin la autorización de la propiedad.

En dichos casos, el contratista ofrecerá a la propiedad obras de reparación a cambio de una remuneración acorde con los precios habituales para estos trabajos o según una oferta individual. En la medida en que los trabajos de reparación se hayan llevado a acabo, el contratista proporcionará a la propiedad un informe mensual de los mismos antes de transcurridas tres semanas desde el final del mes en el que se hayan hecho. Dicho informe deberá incluir detalles referentes a los fallos, la naturaleza de las tareas de reparación, el material empleado y las horas trabajadas. Centrándose en cada uno de los componentes principales de la instalación caben destacar operaciones en: •

Paneles solares.

•

Inversores.

•

Seguidores solares.

•

Protecciones eléctricas.

•

Centros de transformación y línea de media tensión de interconexión entre trafos.

2.1. Paneles solares No será por cuenta del contratista el suministro de paneles pero si fijar, conectar y desconectar los mismos. Será por cuenta del responsable del mantenimiento disponer de todas las herramientas y recursos necesarios para llevar a cabo las tares asociadas a dicha operación, incluyendo pequeño material eléctrico.

2.2. Inversores Será por cuenta del contratista avisar del fallo de los equipos a la empresa suministradora así como ayudar a la conexión y desconexión de los equipos. Será por cuenta del contratista disponer de todas las herramientas y recursos necesarios para llevar a cabo las tares asociadas a dicha operación, incluyendo pequeño material eléctrico.

2.3. Seguidores solares Será por cuenta del contratista la gestión de la consecución de las piezas y materiales utilizados para posibles actuaciones;. estando fuera de alcance del mantenimiento su suministro y siendo facturadas a parte a la propiedad. Será por cuenta del contratista disponer de todas las herramientas y recursos necesarios para llevar a cabo las tares asociadas a dicha operación, incluyendo pequeño material eléctrico.

2.4. Protecciones eléctricas Será por cuenta del contratista el suministro de las protecciones eléctricas derivadas de defectos o cambios y disponer de todas las herramientas y recursos necesarios para llevar a cabo las tareas asociadas a dicha operación, incluyendo pequeño material eléctrico.

2.5. Centros de transformación e infraestructura de interconexión de media tensión entre ellos Según normativa. Será por cuenta del contratista la gestión de adquisición de equipos estando éstos fuera del alcance de la propuesta de mantenimiento.

166

- - - - - - -- -- - - - - - - - U nidad 8 . Mantenimiento y averías en las instalaciones solares fotovoltaicas Será por cuenta del contratista disponer de todas las herramientas y recursos necesarios para llevar a cabo las tares asociadas a dicha operación, incluyendo pequeño material eléctrico.

3. Garantía de disponibilidad El contratista garantiza que las tareas de mantenimiento a realizar en el parque fotovoltaico cumplen con las especificaciones de equipamiento y que las piezas de repuesto son originales. Las reparaciones efectuadas y las piezas sustituidas tendrán una garantía de un año. Si durante el período de garantía su sustituyera o reparara algún equipo, la garantía nunca será menor que el período restante de garantía de suministro. El contratista proporcionará a la propiedad una disponibilidad del 97% de todas las instalaciones fotovoltaicas incluidas en el objeto contractual, a partir del primer mes de la entrada en operación de cada una de las instalaciones. La garantía se reducirá en un uno por ciento cuando finalice el quinto año de funcionamiento. El contratista compensará económicamente a la propiedad según la siguiente fórmula: la compensación por indisponibilidad es el producto de la producción total de electricidad generada por la instalación fotovoltaica en el año en kWh multiplicada por la diferencia entre la disponibilidad garantizada y la real multiplicada por 0,44 €/kWh. La instalación fotovoltaica está disponible si tiene la capacidad de inyectar energía a la red bajo condiciones ambientales normales (velocidad del viento adecuada, red operativa, etc.). Los períodos de interrupción del servicio derivados de las siguientes circunstancias no reducen la disponibilidad de las instalaciones fotovoltaicas: •

Condiciones meteorológicas no adecuadas (como una velocidad del viento superior a 15 m/s o acumulación de nieve).

•

Período de interrupción mecánica debido a un fallo en la red, perturbaciones o reducciones de capacidad relacionadas con la red, en la medida en que las instalaciones fotovoltaicas no puedan verter energía a la red según especificaciones técnicas.

•

Interrupción o perturbación de la línea telefónica u otros dispositivos de control proporcionados por la propiedad.

•

Exámenes llevados a cabo por las autoridades de vigilancia técnicas u otros realizados a petición de la propiedad.

•

Factores externos.

•

Trabajos de mantenimiento preventivo conforme al punto 1, hasta un máximo de 60 horas anuales; o trabajos de puesta a punto según el tiempo empleado, hasta un máximo de 60 horas anuales.

•

Trabajos de mantenimiento correctivo de hasta 12 horas tras la ocurrencia de un fallo; o hasta 48 horas tras la ocurrencia de un fallo en el inversor.

•

Períodos de interrupción causados por la propiedad.

•

Períodos de interrupción a la omisión de la propiedad en su deber de ccr operar.

El contratista dará pruebas de la disponibilidad alcanzada a través del sistema de control de planta. El período para calcular la disponibilidad es de un año natural cada uno. A la hora de determinar el pago de la compensación por parte del contratista, disponibilidad de un año, se compensará con posibles excesos de disponibilidad durante otros años del período de contrato. De esta forma, al finalizar cada año se realizará un balance de las disponibilidades obtenidas hasta esa fecha, determinando en ese momento la compensación.

167

Unidad 9

Normativa fotovoltaica


Instalaciones conectadas a la red eléctrica.

9.2

Instalaciones autónomas.

9.3 9.4

9.5

Régimen económico de las ISF.

9.6

RO 1699/2011, Conexión a la red de instalaciones de baja potencia.

otras normas.

9.7

Procedimiento administrativo para la conexión.

Código Técnico de Edificación Sección HES, Contribución mínima de Fotovoltaica.

9.8

Memoria o proyecto técnico.

- - - - - - - - - - - - -- - - - -- - - -- - -- -- -- - -Unidad 9 . Normativa fotovoltaica

9.1. Instalaciones conectadas a la red eléctrica El vendedor de energía ha de cumplir una serie de leyes, reales decretos, órdenes y resoluciones. Éstas son a nivel estatal, autonómico y de la compañía distribuidora. Aquí se enumeran las más importantes para instalaciones que se co r¡ ecta '1 a la red eléctrica en baja tensión y que no superan los 100 KVA.

•

Ley 54/1997, del sector eléctrico Se crea una nueva estructura del sistema eléctrico español.

•

Ley 66/1997, permite la producción de energía con fuentes renovabies. Esta ley, junto a la anterior, permite considerar como produccion ef' "egmen especial a las fuentes de energía renovables. La energía fotovoltaica se considera de régimen especial* cuando la pote"'cia instalada es inferior a 50 MW y cuando su titular no realiza actividades de producción en régimen ordinario. *Según el artículo 27 de la ley del sector eléctrico.

•

Real Decreto 1663/2000 Sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión. Ha quedado derogado con el RD 1699/201l.

•

Especificaciones técnicas de la compañía distribuidora En Cataluña Fecsa-Endesa es la norma NTP-FVBT (Norma Técnica ParticularFotovoltaica Baja Tensión).

•

Decreto 352/2001 Sobre el procedimiento administrativo aplicable a las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica en Cataluña.

•

Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, de 31 de mayo de 2001 Determina los modelos de contrato tipo y de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión que cumplen el RD 1663/2000. También incluye el esquema unifilar.

Recuerda ••• Entre la normativa destacaremos la siguiente:

•

Reglamento electrotécnico para baja tensión.

•

Parque solar: toda agrupación de varias instalaciones (de potencia nominal, cada una de ellas, igualo inferior a 100 KW) que evacuan la energía producida, a partir de cada CGP, a un mismo punto de conexión con la red eléctrica en alta tensión (a través de un centro de transformación).

• RD 314/2006, se aprueba el Código Técnico de la Edificación (CTE).

• Autoconsumo, Balance Neto o Net Metering (RD sin publicar).

Instrucción 5/2006 (Cataluña) Sobre tramitación de las instalaciones fotovoltaicas que forman parte de un parque solar.

• Especificaciones Técnicas de la Compañía Distribuidora.

• RD 1699/2011, Conexión a red.

Real Decreto 842/2002

La compañía eléctrica propietaria de la red marca las condiciones técnicas para la conexión.

•

RD 314/2006, se aprueba el Código Técnico de la Edificación (CTE) Establece las exigencias que han de cumplir los edificios. Para promover la sostenibilidad energética y medioambiental se crea un documento, el HES, de contribución mínima de energía. Se instalará una potencia fotovoltaica mínima en edificios nuevos o reformados, tipo centros comerciales, hospitales, etc.

169

Unidad 9 . Normativa fotovoltai ca- - - - - - - -- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -- También aparece la clasificación de las zonas climáticas en España, según la radiación solar. •

RO 1699/2011, Conexión a la red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia

Condiciones administrativas, contractuales, económicas y técnicas para la conexión a las redes de distribución de energía eléctrica. En instalaciones no superiores a 100 KW y a 1 KV. -

Deroga el Real Decreto 1663/2000, ampliando el ámbito de aplicación. Simplifica la tramitación para las instalaciones no superiores a 10 KW.

-

Modifica el actual modelo centralizado de grandes instalaciones eléctricas promoviendo un sistema de generación cada vez más distribuido. Pretende que haya más instalaciones en viviendas y PYMES, que se complementará con la normativa de balance neto, que regulará el autoconsumo.

Principales novedades

Las instalaciones 5 10 KW que pretendan conectarse en un punto de la red en el que exista suministro de potencia lo podrán hacer (o en su red interior) mediante el procedimiento abreviado. Tampoco se les exige depósito de aval. •

Autoconsumo, Balance Neto o Net Metering

La generación distribuida acerca los puntos de producción a los lugares de consumo. La forma más conocida es la Medición Neta (Net Metering), Autoconsumo o Balance neto. A partir del RO 1699/2011 se ha abierto un plazo de 4 meses para crear una normativa para este tipo de instalaciones. Permite a los clientes producirse su propia electricidad, pero estando interconectados con la red para poder verter los excesos puntuales y consumir del sistema cuando su demanda supera su producción. Es un sistema de Medición Neta (energía consumida - energía vertida a la red) que se salda en unos períodos de facturación establecidos.

Ejemplo

Una instalación solar fotovoltaica sobre el tejado de una casa opera sólo en horas diurnas y la familia no está en casa. La electricidad producida en exceso se vierte a la red generando un saldo deudor de la distribuidora hacia la familia. Estos usuarios podrán consumir estos kWh durante la noche o incluso en invierno. El consumidor paga una compensación a cambio de este servicio de almacenamiento, que incluye el uso del sistema eléctrico (peajes) y la gestión de sus excedentes, que realiza su comercializador.

Normativa sobre retribuciones •

Real Decreto 436/2004

Metodología de actualización del régimen jurídico y económico de esta actividad (actualización del RD 2818/98).

170

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - U n i d a d 9 . Normativa fotovoltaica

•

RO 661 /2007, regula la actividad de energía en régimen especial El marco tarifario fotovoltaico se mantiene hasta septiembre de 2008. Actualiza el RO 436/2004.

•

RO 1578/2008, de 26 de septiembre De retribución para instalaciones posteriores a la fecha límite del RO 661/2007.

•

Corrección de errores del RO 1578/2008

•

RO-Ley 14/2010 Se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico.

•

RO-Ley 1/2012 Se suspenden temporalmente los incentivos económicos para nuevas instalaciones de energía renovable.

9.2. Instalaciones autónomas Han de cumplir con: -

El REBT.

-

El pliego de condiciones técnicas del IOAE, que está asociado a las ayudas en los planes de fomento sobre renovables.

-

El Código Técnico de Edificación, cuando sea aplicable.

-

Las directivas europeas de seguridad y compatibilidad electromagnética.

9.3. Otras normas •

RO 7/1988 Exigencias de seguridad del material eléctrico destinado a ser utilizado en determinados límites de tensión.

•

RO 154/1995 Se modifica el RO 7/1988 sobre seguridad del material eléctrico.

•

RO 1580/2006 Se regula la compatibilidad electromagnética de los equipos eléctricos y electrónicos.

9.4. Código Técnico de Edificación Sección HES, confribución mínima de fofovolfaica

9.4.1. Ámbito de aplicación Los siguientes edificios de usos y medidas mínimas deberán incorporar energía fotovo Ita ica: Tabla 1.1. - Ámbito de aplicación

Fig.9.1. Tipo de edificio.

Tipo de uso

Límite de aplicación

Hipermercado Multitienda y centros de ocio Nave de almacenamiento Administrativos Hoteles y hostales Hospitales y clínicas Pabellones de recintos feriales

5.000 m2 construidos 3.000 m2 construidos 10.000 m2 construidos 4.000 m2 construidos 100 plazas 100 camas 10.000 m2 construidos

171

Unidad 9 . Normativa fotovoltaica- - - - - - - -- - - - -- - - - - - - -- - - - - - - - --

Recuerda ••• Esta norma se aplica en nueva construcción y rehabilitaciones.

La potencia eléctrica mínima a instalar podrá suprimirse o disminuirse en los siguientes casos: a) Cuando se cubra con otras fuentes de energía renovables. b) Cuando haya obstáculos externos que impidan la captación solar y no haya alternativas. c) En rehabilitación de edificios, cuando haya limitaciones por la configuración del edificio o por normativa urbanística aplicable. d) En edificios de nueva planta, por normativa urbanística aplicable que imposibilite la superficie de captación necesaria. e) En casos de protección histórico-artística. Para los casos b, e y d se incluirá en el proyecto las medidas que den un ahorro eléctrico equivalente a la producción fotovoltaica. Se incluirán mejoras en las instalaciones de iluminación, regulación de motores o equipos más eficientes.

9.4.2. Procedimiento de verificación Los pasos son: a) Cálculo de la potencia a instalar según la zona climática, cumpliendo con el punto 2.2. b) Las pérdidas de orientación e inclinación no deben superar los valores de la tabla 2.2. c) Cumplir las condiciones de cálculo del apartado 9.4.5. (sólo explicamos la parte de zonas climáticas, la parte de componentes y pérdidas ya se ha hecho en otros temas del libro). d) Cumplir las condiciones de mantenimiento, punto 4 (aquí lo omitimos).

9.4.3. Potencia eléctrica mínima Se podrá aumentar voluntariamente por el promotor o por disposiciones de las administraciones.

9.4.4. Determinación de la potencia a instalar La potencia pico se calculará con la fórmula: p

=e (AS + B)

Siendo: P = Potencia pico a instalar (KWp).

A y B = Coeficientes de la tabla 2.1. según el tipo de edificio.

e = Coeficientes de la tabla 2.2. según la zona climática, tabla 3.1. S =La superficie construida del edificio (m 2

Tabla 2.1. - Coeficientes de uso Tipo de uso

Fig.9.2. de coeficiente.

-;:::J IOS

"72

Hipermercado Multitienda y centros de ocio Nave de almacenamiento Administrativos Hoteles y hostales Hospitales y clínicas Pabellones de recintos feriales

).

Tabla 2.2. - Coeficientes climáticos

A

B

0,001875 0,004688 0,001406 0,001223 0,003516 0,000740 0,001406

-3,13 -7,81 -7,81 1,36 -7,81 3,29 -7,81

Zona climática

C

I

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

11 111

IV V

- - - - - - - -- - - - - - - - - - - - - - -- -- -- - - - --

Unidad 9 . Normativa fotovoltaica

En cualquier caso, la potencia mínima a instalar será de 6,5 KWp y el inversor como mínimo de 5 KW. La superficie a considerar para edificios de dentro de un mismo recinto: a) Para un mismo uso, la suma de la superficie de todos los edificios. b} Distintos usos, se aplicará el cálculo de potencia del punto 9.4.1. por separado. La potencia será la suma, siempre que salgan positivas. Para que sea obligatoria esta exigencia, la potencia total debe ser superior a 6,25 KWp. Se tendrá que cumplir con unas pérdidas máximas, que son: Orientación e inclinación (01) Sombras Total (01+5) General

10%

10%

15%

Superposición

20%

15%

30%


40%

20%

50%

Esta tabla ya ha sido explicada en el cálculo de instalaciones.

9.4.5. Zonas climáticas En la tabla 3.1. yen la figura siguiente se marcan los límites de las zonas homogéneas. Estas zonas están definidas según la radiación solar media diaria anual sobre superficie horizontal. Tabla 3.1. - Radiación solar global Zona climática

MJ/m 2

kWh/m 2

I

H < 13,7 13,7 ~ H < 15,1 15,1 ~ H < 16,6 16,6 ~ H < 18,0 H ~ 18,0

H < 3,8 3,8 ~ H < 4,2 4,2 ~ H < 4,6 4,6 ~ H < 5,0 H ~ 5J O

11 111

Flg.9.3. Radiación por zonas climáticas.

IV V

PAWAff)

-qAll~~CA

\J

STA. CRUZ DE

O;¡]

I

~ PALMM jJ

Fig.9.4. Zonas climáticas. En la normativa se detalla dentro de cada ciudad, la zona climática de sus poblaciones más importantes.

173

Ejercicios 1. Encuentra la potencia a instalar en un pabellón ferial de nueva construcción que ocupa 10.000 m 2 •

2. Se construye un hospital de 100 camas y de 1.000 m 2, ¿cuál será la potencia a instalar? 3. Calcula la potencia que se pondrá en un centro de ocio de 500 m 2 y que está en el mismo edificio que un hipermercado de 1.000 m 2 •

9.5. Régimen económico de las ISF •

El RO 436/2004 establece el precio según la potencia: Potencia < 100 KVA -¿ 5,75 veces el precio de la tarifa de consumo y 4,60 después de los 25 años de la instalación.

•

RO 661 /2007, el marco tarifario se mantiene hasta septiembre de 2008. Limita la prima sólo a los primeros 25 años. También clasifica las instalaciones: -

•

Categoría b. Instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles. -

Grupo b.1. Instalaciones de energía solar.

-

Subgrupo b.1.1. Instalaciones con tecnología fotovoltaica.

RO 1578/2008. Las instalaciones que obtienen su inscripción en el registro en régimen especial con posterioridad al 29 de septiembre de 2008. Clasifica las instalaciones solares: -

-

Tipo 1(Edificios). Cubiertas o fachadas de construcciones fijas, cerradas, hechas de materiales resistentes, dedicadas a uso residencial, de servicios, comercial o industrial, incluidas las agropecuarias. -

Subtipo 1.1. Potencia igualo inferior a 20 kW.

-

Subtipo 1.2. Potencia superior a 20 kW.

Tipo 11 (Suelo). Las que no son Tipo 1.

Articulo 4. Registro de preasignación de retribución.

Recuerda ••• • En el RD 1578/2008 las instalaciones solares fotovoltaicas se clasifican para suelo y cubiertas o fachadas como tipos diferentes (tipos " o 1, respectivamente). • Para cobrar primas economlcas hay que inscribirse en el registro de preasignación fotovoltaica, PREFO.

174

Para tener derecho a las primas económicas es necesaria la inscripción en el registro de preasignación de retribución (PREFO, preasignación fotovoltaica). Las inscripciones irán asociadas a una convocatoria, en la que se fijará la cantidad a recibir. Habrá 4 convocatorias anuales con un límite de KW, cupos de potencia. Articulo 5. Cupos de potencia. Las convocatorias del primer año fueron: a) Tipo 1: 267 MW, con el reparto siguiente:

-

10% para el subtipo 1.1

-

90% para el subtipo 1.2.

b) Tipo 11: 13 MW. -

Las cantidades se actualizarán anualmente, tendiendo al alza.

- - - - -- - - - -- - - - - - - - - - - - - - - - - - - -- -Unidad 9 . Normativa fotovoltaica -

Si no se agota toda la cantidad de potencia de una convocatoria pasa a la siguiente. También puede cambiarse a otro tipo o subtipo de instalación.

-

Las cantidades de potencia y tarifas actualizadas las publicará el Ministerio de Industria.

Las instalaciones que conecten en un mismo punto de red de distribución o transporte, línea de evacuación común, se considerarán una única instalación. Artículo 11. Tarifas. Las tarifas en la primera convocatoria fueron: Tarifa regulada (c€/KWh)

Tipología Tipo I

Subtipo 1.1

34

Subtipo 1.2

32 32

Tipo II Los valores de la tarifa regulada se calcularán: -

Si en la convocatoria anterior la potencia registrada (P) ha estado por encima del 75% de la potencia cupo (Po), la tarifa bajará (un 1 ó 2%).

-

En cambio si ha estado por debajo del 75% se mantendrá.

Si hubiera 2 convocatorias en que no se cubriera el 50% de la cantidad prevista, se incrementaría el mismo porcentaje que se reduciría si se cubriera la cantidad (aumento de la prima). •

La tarifa del tipo 1.1 « 20 KW) no podrá ser nunca inferior a la 1.2.

•

La tarifa se mantendrá durante 25 años.

Se actualizarán como hasta ahora (IPC+O,25 hasta final del 2012, IPC+O,5 en adelante), a partir del1 de enero del segundo año posterior al de la convocatoria que haya fijado la retribución. •

RD 14/2010, medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico. El déficit tarifarío es la diferencia entre los ingresos procedentes de los peajes de acceso a las redes de transporte/distribución y los costes de las actividades reguladas del sector eléctrico. Para poder eliminarlo se ha decidido reducir las primas fotovoltaicas, entre otras medidas. Se establece limitar las horas con derecho privado. Cuenta a favor, que se amplía a 28 años el tiempo de la prima (antes 25).

Disposición adicional primera. Limitación de las horas equivalentes de funcionamiento. Se toma como inicio las O horas del1 de enero de cada año. Las horas equivalentes están en función de la zona solar climática donde se ubique la instalación. Se clasifican según la radiación solar, RD 314/2006 CTE. La siguiente tabla las muestra: Tecnología

Horas equivalentes de referencia/año Zona I

Zona 11

Zona 111

Zona IV

Zona V

Instalación fija

1.232

1.362

1.492

1.632

1.753

Instalación con seguimiento a 1 eje

1.602

1.770

1.940

2.122

2.279

Instalación con seguimiento a 2 ejes

1.664

1.838

2.015

2.204

2.367

Unidad 9 . Normativa fotovoltaica-- - -- -- -- - - - -- - - -- -- - - - - - - - - - - - El número de horas equivalentes son el cociente entre la producción neta anual (KWh) y la potencia nominal de la instalación (KW).

Se habilita al gobierno a modificar el apartado 2 para adecuarlo a la evolución de la tecnología.

Disposición transitoria segunda. Limitación de las horas equivalentes hasta el 31 de diciembre de 2013. Las horas equivalentes para las instalaciones del RD 661/2007 serán las siguientes (hasta final del 2013):

Tecnología

Horas equivalentes de referencia/año

Instalación fija

1.250

Instalación con seguimiento a 1 eje

1.644

Instalación con seguimiento a 2 ejes

1.707

Conclusiones de este RD por ASIF (Asociación Industria Fotovoltaica) Esta limitación afecta más a la rentabilidad de instalaciones con mejores equipos y más eficientes, de su emplazamiento -hay microclimas que permiten producciones más elevadas que en el entorno inmediato- y, sobre todo, de la relación que tenga la instalación entre la potencia pico (potencia de los paneles solares) y la potencia nominal (potencia del inversor). Ésta última es la que cuenta en el cálculo de la prima. Conclusión: No importa lo que vendasJ sino la potencia de tus inversores.

La segunda limitación horaria establecida por el RD 14/10, mucho más restrictiva, tiene carácter transitorio, pue~to que se aplica durante 2011, 2012 Y 2013, y afecta a las instalaciones acogidas al RD 661/07. Estas instalaciones, que superan el 90% del parque total instalado'lverán mermada su retribución en una media del 30% cada uno de esos años. La inmensa mayoría de Ips' proY1ctos afectados se han de amortizar, la medida obliga a renegociar la financiación de los proyectos con las entidades bancarias. \

La Ley 2/2011 de 4 de marzO, de Economía Sostenible (LES) tiene una parte dedicada a la sostenibilidad medi~ambiental, y un capítulo dedicado al modelo energético sostenible. Ha introducido tres medidas paliativas a los recortes fijados por el RD 14/2010: -

El Gobierno no puede modificar las horas de retribución para adecuarlas a la evolución tecnológica (con que ésta baje precios y con menor prima es suficiente). Sólo puede cambiarlas para instalaciones que no estén en funcionamiento en el momento en que se apruebe la modificación.

-

Se prolonga a 30 años la percepción de la tarifa fotovoltaica.

-

Los titulares podrán acceder a las líneas de liquidez del Instituto de Crédito Oficial para facilitar la adaptación a su marco regulatorio.

Conclusión: es posible que la construcción de instalaciones decaiga, pero con el PANER 2011-2020 (Plan de Energías Renovables) se ha de instalar más de un 40% de potencia de la que ya hay para el 2020. Por lo que se espera una recuperación a partir del año 2014.

RO-Ley 1/2012 Se suspenden temporalment~ los incentivos económicos para nuevas instalaciones de energía renovable. No afectará a las instalaciones en marcha ni a aquellas ya inscritas en los preregistros. Principalmente porque el sistema de retribución supone costes elevados para el sistema eléctrico, que provocan un incremento continúo del déficit de tarifa. Se pretende hacer una remodelación que reduzca estas pérdidas.

176

- - - - - - -- - - -- - - - - - - - - - - - --

- - - - - - U n i d a d 9 . Normativa fotovoltaica

9.5.1. Balance económico Vamos a valorar los costes y las ganancias: -

La instalación de 1 KWp cuesta unos 6.000 € (menos en instalaciones grandes).

-

Por cada KWh vertido a la red según el RD 436/2004: •

El 575% de la tarifa media los primeros 25 años. Que son unos 0,10 €/Kwh:

OJ10 €/Kwh . 575% = OJ575 €/Kwh •

El 460% de la tarifa media después de los 25 años:

OJ10 €/Kwh ·460% = OJ46 €/Kwh Para una instalación en Tarragona de 5 KWp en cubierta y que funciona de media diaria 5 horas durante todo el año. Precio de la instalación: 30.000 €. Energía diaria: 5 KWp . 5 horas/día = 25 KWh/día. Energía anual: 25 KWh/día . 365 días = 9.125 KWh/año. Retribución anual: 0,575 €/Kwh . 9.125 KWh/año = 5.246,875 €/año. Mantenimiento y seguro (5%/año): 6.000€ . O,02/año = 300

€/año.

Ganancia anual: 5.246,875 - 300 = 4.946,875 €/año.

Amortización de la instalación: 30.000 €/4.946,875 €/año = 6,1 años. No se ha tenido en cuenta si la instalación es financiada ni ayudas o desgravaciones fiscales.

Ejercicios 1. Calcula

el balance económico para la misma instalación anterior pero cumpliendo con el RO 1578/2008 (coger la tarifa de la primera convocatoria).

2. Repetir el cálculo según el RO 14/2010 para los dos casos existentes.

9.6. RO 1699/2011, Conexión a la red de instalaciones de baja potencia -

Deroga el Real Decreto 1663/2000, ampliando el ámbito de aplicación.

-

Se excluyen del régimen de autorización administrativa las instalaciones de producción inferiores a 100 KW y hasta 1 KV.

-

Se informa de una próxima regulación para energía de autoconsumo.

La forman los siguientes capítulos y de los que se presenta un resumen:

1. Disposiciones generales Artículo 1. Objeto. Condiciones administrativas, contractuales, económicas y técnicas básicas para la conexión a las redes de distribución de energía eléctrica.

177

Artículo 2. Ámbito de aplicación. Instalaciones de régimen ordinario y especial de potencia no superior a 100 KW. 3. Pertenecen a una única instalación las instalaciones que compartan infraestructuras de evacuación. La potencia será la suma de las potencias unitarias. Se comparte infraestructura de evacuación cuando se conectan a un mismo centro de transformación que no sea titular la empresa distribuidora o transportista.

Articulo 3. Definiciones. a) Capacidad de la red. Potencia máxima que puede cederse o demandarse a la red en el punto de conexión. b) Circuito de generación. Materiales y equipos eléctricos desde el generador hasta el punto de conexión con la red de distribución o red interior. c) Red interior. Formada por los conductores, aparamenta y equipos necesarios para dar servicio a una instalación receptora que no pertenece a la red de distribución.

2. Acceso y conexión de las instalaciones a la red Artículo 4. Solicitud de punto de acceso y conexión. 1. Se solicitará a la empresa distribuidora el derecho de acceso y el punto y condiciones técnicas de conexión para la realización del proyecto o documentación técnica. La solicitud se acompañará de (no se incluye información personal ni de ubicación): a) Esquema unifilar de la instalación. b) Punto propuesto para la conexión y de ubicación del punto de medida,

RDlll0/2007. c) Descripción de la instalación: características técnicas, potencias pico y nominal, etc. d) Justificante de haber depositado el aval ante el órgano de la administración competente.

Artículo 5. Determinación de las condiciones técnicas de acceso y de conexión. 1. La empresa distribuidora responderá, en el plazo de un mes, proponiendo las condiciones de acceso y conexión, incluyendo, al menos: a) Aceptación de los puntos de conexión y medida propuestos. b) Tensión máxima y mínima de la red en el punto de conexión.

Recuerda ••• • En el artículo 4 tenéis la documentación necesaria para solicitar el punto de conexión a la red eléctrica. • En el artículo 5, nos dice la información que ha de dar la empresa distribuidora sobre el punto de conexión.

178

c) Potencia de cortocircuito máxima para el cálculo de la aparamenta de protección (10 KVA, Fecsa-Endesa) y mínima 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 sea diferente al de suministro, lo justificará. 2. Si la potencia de conexión fuese inferior a la de la instalación, podrá denegar la solicitud determinando los elementos de la red que ha de modificar. También indicarán la potencia disponible sin cambios en la red. La potencia disponible de conexión se calculará de acuerdo al anexo 1. 3. La solicitud podrá ser denegada por problemas de seguridad y continuidad del suministro. 8. Aceptada la propuesta de la distribuidora, el solicitante dispondrá de quince meses para inscribir la instalación en el registro de preasignación de retribución o en el registro administrativo de instalaciones de producción.

- - - - - - -- - - - - - - - -- - - -- - - -- -- - - ---Unidad 9 . Normativa fotovoltaica

Artículo 6. Determinación de las condiciones económicas de la conexión. 1. Salvo en el caso previsto en el apartado 6 (siguiente), el coste desde el punto frontera hasta el punto de conexión, las repotenciaciones en las líneas y del transformador van a cargo del solicitante. La empresa distribuidora hará un pliego de condiciones técnicas y un presupuesto económico. 6. Para instalaciones de potencia igualo inferior a 20 kW y en suelo urbanizado que cuente con las dotaciones y servicios requeridos por la legislación urbanística, se sustituirá el pago por el régimen económico de los derechos de acometida como si de un suministro se tratase. Se denominará derechos de acometida de generación y será independiente de los derechos de acometida para suministro.

Artículo 7. Suscripción del contrato técnico de acceso. 1. Superadas las pruebas de la instalación realizadas por el instalador autorizado, éste emitirá el certificado del correcto funcionamiento y de características principales de la instalación. El titular de la instalación solicitará a la distribuidora el contrato técnico de acceso a la red. 2. En el contrato se regirán las relaciones técnicas entre ambos, anexo 111.

Artículo 8. Conexión a la red y primera verificación. 1. Una vez cumplidos los artículos 5,6 Y 7 se puede solicitar, a la empresa distribuidora, la conexión a la red de distribución. Se puede pedir junto con la de suscripción del contrato técnico o después. 2. Efectuada la conexión, la empresa distribuidora podrá realizar una primera verificación. 4. En el plazo de un mes de la solicitud de conexión, si no hay condicionantes, la empresa distribuidora efectuará la conexión a la red.

Artículo 9. Procedimiento de conexión abreviada. 1. Las instalaciones de potencia no superior a 10 KW que se conecten a la red directamente o a través de una red interior, podrán conectarse en el mismo punto del suministro mediante el siguiente procedimiento abreviado: 2. Se comunicará a la empresa distribuidora con el modelo simplificado de solicitud de conexión, anexo 11. Irá con una memoria técnica que dirá si la conexión es en el punto de suministro o en la red interior, e indicando el CUPS del suministro asociado. Si el solicitante de la conexión es distinto del titular del contrato de suministro se aportará una declaración en la que el titular da su conformidad. 3. La empresa distribuidora dispondrá de 10 días para contestar.

Recuerda ••• • El artículo 7, informa sobre el contrato con la distribuidora eléctrica. • El artículo 9, explica el procedimiento simplificado de conexión a la red para instalaciones inferiores a 10 KW.

4. Una vez realizada la instalación, el titular remitirá a la distribuidora una solicitud de conexión acompañada del contrato técnico de acceso (anexo 111) y el certificado de instalación. 5. La empresa distribuidora dispondrá de un plazo de 10 días. La empresa distribuidora podrá estar presente en la puesta en servicio de la instalación. El titular de la instalación deberá comunicar la fecha con una antelación mínima de 5 días.

179

3. Condiciones técnicas de las instalaciones Artículo 10. Obligaciones del titular de la instalación. 1. Mantener la instalación en perfectas condiciones de funcionamiento. Las distribuidoras podrán proponer programas de verificaciones. 2. Por avería o perturbación en la red la distribuidora podrá verificar la instalación. 3. Si una instalación perturba la red, la distribuidora lo comunicará a la administración competente y al titular de la instalación, para que se subsane la deficiencia en 72 horas. La reconexión se producirá en 2 días hábiles desde la reparación. 4. Si la instalación supone un riesgo para personas, causa daños, etc. la distribuidora podrá desconectarla. 5. El titular de la instalación tendrá un medio de comunicación que ponga en contacto los centros de control de la red con los responsables del funcionamiento de las instalaciones. 6. Las instalaciones deberán ser revisadas, al menos cada tres años, por técnicos titulados que elaborarán un informe. Éste quedará en poder del titular de las instalaciones y enviará copia a la administración competente.

Artículo 11. Condiciones técnicas de carácter general. 2. Si la línea de distribución se queda desconectada de la red, por trabajos de mantenimiento de la empresa distribuidora o por haber actuado alguna protección de la línea, las instalaciones no deberán mantener tensión en la línea de distribución (no trabajar en modo isla). 3. Para establecer el punto de conexión a la red de distribución se tendrán en cuenta los criterios del anexo I (potencia máxima para la conexión). 4. En el circuito de generación hasta el equipo de medida no podrá intercalarse ningún elemento de generación distinto del de la instalación autorizada, ni de acumulación. 5. En el caso de que una instalación se vea afectada por perturbaciones de la red se aplicará la normativa sobre calidad del servicio.

Artículo 12. Condiciones de conexión. 1. Los esquemas de conexión han de facilitar el mantenimiento de la seguridad y calidad del suministro. Posibilitar el trabajo en isla, sobre sus propios consumos, nunca alimentando a otros usuarios de la red. 2. Si la potencia nominal de la instalación es superior a 5 KW, la conexión será trifásica con un desequilibrio entre fases inferior aS KW. 3. La caída de tensión en la línea de distribución, entre el centro de transformación y el punto de conexión, no será superior al 2,5% de la tensión nominal de la red. 4. El factor de potencia de la energía suministrada a la red, será superior a 0,98 cuando la instalación trabaje por encima del 25% de su potencia nominal.

Artículo 13. Condiciones específicas para la conexión en redes interiores. 1. La conexión en el punto de la red interior más cercano a la caja general de protección, para permitir aislar ambas instalaciones del sistema eléctrico. Si hay un transformador para conectar a la red en alta tensión, la conexión se realizará en el cuadro de salida de baja tensión del transformador. 2. El titular de la red interior e instalación generadora será el mismo. 3. Las instalaciones conectadas a una red interior no podrán ser superiores a 100 KW ni superar la potencia adscrita al suministro.

180

- - - - - - -- -- - - -- - - - - - - - - - - - - - - - - - -Unidad 9 . Normativa fotovoltaica

Artículos 14 Y 15. Protecciones y puesta a tierra.

Recuerda ••• • El artículo 11, nos dice las condiciones técnicas generales y el artículo 12 las condiciones de conexión. • Los artículos 14 y 15 Protecciones y puesta a tierra, están explicados en el tema 6 y las características han de estar en la documentación que pide el artículo 4. • El aval es de 20 €/ KW, se excluyen las instalaciones de menos de hasta 10 KW (En Disposición final primera).

Deberá cumplir en lo no previsto, el RD 661/2007 Y el REBT entre otras normas. Se omite la explicación porque está en el tema 6- Aparatos de maniobra y protección. Mencionar sólo que las características de las protecciones han de figurar en la documentación de las características de la instalación, artículo 4.

Artículo 16. Armónicos y compatibilidad electromagnética. Cumplir con la reglamentación vigente, incluyéndose en la documentación del artículo 4, los certificados que así lo acrediten.

Artículo 17. Garantía de seguridad en trabajos de la red de distribución. Cuando la empresa distribuidora deba efectuar trabajos en la red, lo comunicará con 15 días de antelación al titular de la instalación. La empresa distribuidora intervendrá en el punto frontera de la instalación de generación, aun cuando condicione al consumidor conectado en dicho punto.

4. Procedimiento de medida y facturación Artículo 18. Medida y facturación. 1. Los puntos de medida se ajustarán a RD 1110/2007, reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. 2. El punto de medida de generación será propio e independiente. 3. En una red interior los circuitos de generación y consumo serán independientes, instalados en paralelo y en la misma ubicación. Si se vende la energía excedente (balance neto) se permite la opción de un equipo de medida con registros de generación y consumo independientes. Habrá dos contratos, uno para generación y otro para consumo. Exclusivamente, si la instalación está conectada en el lado de baja de un transformador propiedad del consumidor, el equipo de medida se instalará en dicho punto de conexión. 4. Los procedimientos para puntos de medida alternativos y correcciones en las medidas según el RD 1110/2007, para que puedan considerarse igual a la energía del punto frontera. 6. Los equipos de medida estarán ubicados para que el encargado de la lectura tenga libre acceso, garantizando la veracidad e integridad de la medida. Para instalaciones de régimen especial de potencia igualo inferior a 10 KW, conectadas a una red interior, no será de aplicación el complemento por energía reactiva del artículo 29 del RD 661/2007.

Disposición final primera. Modificación del RD 1955/2000 por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, etc. ''Artículo 66 bis. Avales para tramitar la solicitud de acceso a la red ... " Antes de realizar la solicitud de acceso a la red se presenta un aval por un valor de 20 €/kW para las instalaciones. Estas cuantías podrán ser modificadas por orden del Ministerio de Industria. El aval será cancelado cuando el peticionario obtenga el acta de puesta en servicio de la instalación o con la inscripción definitiva de la instalación. Quedarán exentas del aval las instalaciones de potencia igualo inferior a 10 KW. Si el solicitante desiste voluntariamente de la tramitación administrativa de la instalación o no responde a los requerimientos de la administración en el plazo de tres meses, se procederá a la ejecución del aval.

181

Unidad 9 . Normativa fotovoltaic a - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Ejercicios 1. ¿Qué condiciones regula el RD 1699/2011 para conexión a la red? (artículo 1) 2. ¿Cuál es la potencia y tensión máximas para las instalaciones de producción de este RD? 3. Haz un resumen de los dos procedimientos de conexión a la red, el normal y el abreviado, para instalaciones menores o iguales a 10 KW. 4. ¿Qué sucede cuando la instalación fotovoltaica perturba a la red? ¿y cuando es la red la que perjudica a la instalación? 5. ¿Cada cuánto tiempo se han de revisar las instalaciones? 6. ¿Cuándo la potencia es trifásica? 7. ¿Dónde conectaremos la instalación fotovoltaica en una red interior?

8. ¿Cómo será el equipo de medida de generación? ¿Dónde estará ubicado? 9. ¿Cuándo se ha de presentar un aval? ¿De qué valor? ¿Cuándo lo devuelven?

9.7. Procedimiento administrativo para la conexión En el caso de Cataluña, la Generalitat tiene transferida esta competencia a través del Decreto 352/2001 y se realiza a través de la OGE (Oficina de Gestión Empresarial) en la que encontramos toda la documentación necesaria. De aquí en adelante se explican los pasos generales independientemente de la autonomía.

Solicitud El titular realiza una memoria o proyecto y con ella pide a la compañía eléctrica un punto de conexión a la red de distribución (artículo 4, RD 1699/2011). Tendrá que contener como mínimo: a) Nombre, dirección, medio de contacto. b) Situación de la instalación. c) Esquema unifilar de la instalación. d) Punto propuesto para realizar la conexión. e) Características técnicas de la instalación entre las que se incluirá: -

La potencia pico del campo de paneles.

-

La potencia nominal de la instalación (suma de los inversores).

-

La descripción, los modos de conexión y las características del inversor o inversores.

-

La descripción de los dispositivos de protección y elementos de conexión previstos.

-

Si es superior a 10 KW, el justificante de haber depositado el aval.

Condiciones técnicas de la conexión La compañía ha de responder, en el plazo de un mes, informando sobre condiciones técnicas (artículo S, RD 1699/2011) tales como: a) Punto de conexión y medida propuesta.

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- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Unidad 9· Normativa fotovoltaica b) Tensión nominal máxima y mínima de la red en el punto de conexión. c) Potencia de cortocircuito esperada en explotación normal en el punto de conexión. (10 KVA, Fecsa-Endesa).

Montaje de la instalación Pedir la solicitud de licencia de obras al ayuntamiento. Un instalador autorizado (en Cataluña, categoría especialista) se encargará de realizar el montaje cumpliendo el RD 1699/2011. Al finalizar, tendrá que entregar: -

Certificado de instalación en baja tensión.

-

Certificado de superación de las pruebas de funcionamiento.

-

Memoria técnica de diseño o proyecto y dirección de obra si supera los SKW.

-

Anexo de información para el usuario.

Superadas las pruebas de funcionamiento, y con su certificado, se hará la inscripción previa en régimen especial que tendrá una validez de 3 meses. Cuando el técnico entregue la documentación al completo se ha de realizar la inscripción definitiva (RD 661/2007 arto 11 y 13). Se establecerá el contrato con la empresa distribuidora según normativa. Aunque la eficacia del mismo queda supeditada a la inscripción definitiva en el Registro de Instalaciones de Producción en Régimen Especial, RIPRE.

Autorización administrativa e inclusión en el régimen especial Se solicita con el informe técnico final de la instalación y la documentación que pida cada comunidad.

Aval Trámite para inscribir a la instalación en el PREFO (siguiente punto) del Ministerio de Industria. El valor es de 20 €/KW nominal para instalaciones mayores a 10 KW y se deposita en la Caja General de Depósitos.

Recuerda ••• • En cada autonomía el proceso administrativo para la conexión a red puede variar. • La instalaciól1 se ha incluir en las de Régimen Especial y registrarse como productora de este tipo (en el RIPRE). • Para obtener el valor de la prima por energía vendida, hay que estar en el registro de preasignación de retribución fotovoltaica, PREFO.

Inscripción en el registro de preasignación de retribución fotovoltaica, PREFO Los precios de venta de energía actualmente son variables, dependen de la fecha en que se haga la instalación. Al inscribirnos en este registro nos informarán del valor de la prima que vamos a recibir.

Puesta en servicio e inscripción en el RIPRE Con el informe técnico final de la instalación y el resto de la documentación que solicite cada comunidad se pide: -

La autorización de puesta en servicio.

-

La inscripción en el RIPRE.

La instalación queda inscrita de forma provisional y puede verter la energía a la red eléctrica. La empresa distribuidora puede comprobar el correcto funcionamiento de la instalación.

Inscribirse en la base de datos de la Comisión Nacional de la Energía, eNE Es necesario para recibir la prima asignada. A veces se encarga el representante, que puede ser la comercializadora de energía contratada o la de último recurso.

183

9.8. Memoria o proyecto técnico Para las características técnicas de las instalaciones se tendrá en cuenta el capítulo 3 del RO 1699/2011. Así como el resto de normativas referentes a comunidades, compañías eléctricas, equipos o nacionales (REBT, etc.). En Cataluña, la OGE dispone de un documento con las partes que ha de tener la memoria y el proyecto.

Ejercicios 1. Busca para tu comunidad, en el área encargada, a ver si existe una guía para realizar la memoria. 2. Encuentra la documentación necesaria para hacer los trámites de conexión a la red .

Práctica Realiza el procedimiento para la conexión abreviada a la red de la instalación calculada en los temas anteriores. Incluyendo al menos la siguiente información:

184

-

Modelo Simplificado de solicitud de conexión.

-

Memoria técnica.

-

Certificado de instalación en baja tensión (administración autonómica).

-

Certificado de superación de las pruebas de funcionamiento por un instalador autorizado (administración autonómica).

-

Contrato técnico de acceso a la red.

Unidad 10 Prevención de riesgos laborale:

y Protección ambiental

En este capítulo: 10.1 Introducción.

10.4 Prevención de riesgos eléctricos.

10.2 Medidas de seguridad y de protección individual.

10.5 Seguridad en el montaje y mantenimiento.

10.3 Riesgos eléctricos (RO 614/2001).

10.6 Protección ambiental.

Unidad 10 . Prevención de riesgos laborales y Protección ambiental - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

10.1. Introducción La Ley de Prevención de Riesgos Laborales (31/1995) dice que se ha de actuar ANTES de que se produzcan los daños.

¿Cómo se hace? 1) Se evalúan los riesgos: •

Primero se identifican (revisando las zonas, haciendo cuestionarios, etc.).

•

Después se evalúan (se analizan y se valoran según la importancia).

2) Se toman las medidas para: •

Eliminar}

•

Reducir

RIESGOS

l

Planificando la Actividad Preventiva

Planificación •

Evitar un riesgo: PREVENCiÓN.

y si este riesgo no se puede eliminar: •

Hay que evitar las consecuencias de un accidente: PROTECCiÓN.

El encargado de este proceso es el empresario, lo puede hacer él o un servicio de prevención. La comunicación con los trabajadores es básica para tener la máxima información. En la Web del Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo (www.insht. es) se pueden encontrar actualizaciones y mejoras de la Ley de Prevención, guías técnicas de interpretación; por ejemplo, para el Riesgo Eléctrico, de Señalización, etc.

Recuerda ••• En los trabajos se han de evaluar los riesgos y eliminarlos o reducirlos. Evitarlos es PREVENCiÓN y la PROTECCiÓN sirve para no sufrir daños en caso de accidente. El empresario es el responsable, pero la comunicación con los trabajadores es básica. En la web www.insht.es encontrarás la información actualizada. El EPI se utiliza cuando no es posible eliminar el riesgo y la Señalización sirve para alertarnos de un peligro.

186

10.2. Medidas de seguridad y de protección individual La seguridad en el trabajo evita o elimina peligros y reduce o controla riesgos que pueden llevar a accidentes. De las medidas de seguridad se deriva la protección que cada individuo ha de tener. Vamos a introducir la protección individual.

10.2.1. Equipo de protección individual o EPI Se define como cualquier equipo destinado a ser llevado o sujetado por el trabajador para que le proteja de uno o varios riesgos (RO 773/1997). Casco aislante (dieléctrico). Ropa de trabajo no inflamable (arcos eléctricos).

Tipos

Guantes aislantes, ignífugos o protección mecánica. Arneses de seguridad (trabajos de altura). Gafas de seguridad (impactos, Sol). Calzado de seguridad (con puntera, antideslizante, aislante, etc.) .

Es la última opción cuando no es posible eliminar el riesgo. Se encarga de minimizar las consecuencias y se utilizan, sobretodo, en mantenimiento y reparación. Es importante para los EPI:

- - - - - - - - - - - - - - - -- -- -Unidad 10 . Prevención de riesgos laborales y Protección ambiental Ser utilizados correctamente (vienen con un manual). Los trabajadores han de estar formados e informados sobre su uso. Cuidarlos correctamente (limpios, evitar golpes, etc.) y saber cuándo cambiarlos. Se han de adaptar al físico de cada persona.

Ejercicios 1. ¿Cómo actúa la Ley de Prevención de Riesgos? 2. Explica la diferencia entre prevención y protección.

3. ¿Quién es el responsable de los riesgos laborales? 4. ¿Para qué sirve la seguridad en el trabajo? 5. Define EPI. 6. Busca los EPI necesarios para un instalador eléctrico que trabaja en una cubierta inclinada instalando paneles solares. Describe las características de cada uno.

10.2.2. La señalización Es un recurso más, pero no elimina el riesgo, estimula nuestros sentidos y permite apercibirnos de un peligro. No deberá considerarse una medida sustitutoria de las medidas de protección colectiva o de formación e información a los trabajadores (RO 485/1997). Se utiliza para: a) Llamar la atención sobre la existencia de riesgos, prohibiciones u obligaciones. b) Alertar en situación de emergencia de las medidas de protección o evacuación. c) Orientar o guiar a los trabajadores que realicen maniobras peligrosas. Los requisitos que ha de tener: Distancia y visibilidad correctas. Advertir con antelación. Conocimiento de su significado. Fácil interpretación. Las señales de panel tienen diferentes colores según su función: Amarillo: advertir de algo. Rojo: peligro, prohibición y equipos contra incendios. Azul: obligación.

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Unidad 10· Prevención de riesgos laborales y Protección ambiental - - - - - - - - - - - - - - - - -- - - 1. Señales de advertencia. Forma triangular. Pictograma negro sobre fondo amarillo (el amarillo deberá cubrir como mínimo el 50 por 100 de la superficie de la señal), bordes negros.

&.& &JA& ~ Materias inflamables

Materias explosivas

Materias tóxicas

Materias radiactivas

Materias corrosivas

Cargas suspendidas

A Lh~~~A

Vehiculos de manutención

Riesgo eléctrico

Peligro en general

Materias comburentes

Rad iaciones láser

& &~~&.

Campo magnético intenso

Riesgo de tropezar

Caída a distinto nivel

Baja temperatura

Riesgo biológico

Radiaciones no ionizantes

Materias nocivas o irritantes

Como excepción, el fondo de la señal sobre "materias nocivas o irritantes" será de color naranja, en lugar de amarillo, para evitar confusiones con otras señales similares utilizadas para la regulación del tráfico por carretera.

2. Señales de prohibición. Forma redonda. Pictograma negro sobre fondo blanco, bordes y banda (transversal descendente de izquierda a derecha atravesando el pictograma a 45º respecto a la horizontal) rojos (el rojo deberá cubrir como mínimo el 35 por 100 de la superficie de la señal).

Proh ibido fumar

Prohibido fumar y encender f uego

Prohibido pasar a los peatones

Prohibido apagar con agua

Entrada prohibida a pesonas no autorizadas

Agua no potable

Prohibido a los vehículos de manutención

No tocar

3. Señales de obligación. Forma redonda. Pictograma blanco sobre fondo azul (el azul deberá cubrir como mínimo el 50 por 100 de la superficie de la señal).

Protección obligatoria de la vista

•

Protección obligatoria de l cuertpo

Fig. 10.1. Señales de panel.

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Protección obligatoria de la cabeza

Protección obligatoria del oído

Protección obligatoria de los pies

Protección obligatoria de las vías respiratorias

Protección obligatoria de las manos

~o

, -·,-,"

Protección obligatoria de la cara

Protección individual obl igatoria contra caídas

Via obligatoria Obligación general para peatones (acompañada, si procede, de una señal adicional)

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - U n i d a d 10 . Prevención de riesgos laborales y Protección ambiental

Ejercicio Poner las señales necesarias en: Sala de baterías. Zona regulador e inversor. Cuadros eléctricos. Zona de obras. Perímetro de la obra para personas ajenas a ésta.

10.3. Riesgos eléctricos (RO 614/2001) Alrededor del 60% de accidentes se producen por descargas eléctricas en trabajos con tensión. Suelen ocurrir a causa de un cortocircuito que genera un aumento de temperatura y crea un arco eléctrico (es habitual en el cambio de fusibles). El paso de corriente por nuestro cuerpo se produce por contactos directos o indirectos. El primero se produce al entrar en contacto con conductores activos y el indirecto, por tocar una masa que, accidentalmente, tiene tensión por un fallo de aislamiento.

Factores

Descargas eléctricas.

Cuadros de mando.

Contactos directos.

MaqUinaria fija.

Contactos indirectos.

Elementos de riesgo

Instalaciones. Transformadores. Herramientas eléctricas. Conexiones.

Las tensiones de seguridad son de 50 V para locales secos y 24 V para húmedos.

10.4. Prevención de riesgos eléctricos 10.4.1. Las 5 reglas de oro El mantenimiento y reparación sin tensión de una instalación se hace en dos fases: Fase 1: Supresión de la tensión, se basa en las 5 reglas de oro. Fase 2: Reparación y hacer el proceso anterior inversamente para poner la instalación en servicio.

las 5 reglas de oro: 1!! Desconectar la alimentación. 2!! Prevenir cualquier posible realimentación cerrando el cuadro de mando, poniendo un candado, etc. 3!! Verificar la ausencia de tensión . Imprescindible hacer la medida con el voltímetro. 4!! Poner a tierra yen cortocircuito todas las posibles fuentes de tensión: las partes activas que puedan entrar en tensión por inducción de otras líneas, descargas atmosféricas, contacto fortuito con otra línea, etc. S!! Proteger frente a elementos próximos en tensión y establecer una señalización de seguridad para delimitar la zona de trabajo.

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Unidad 10 . Prevención de riesgos laborales y Protección ambiental - -- - -- - - - - -- - - - -- - - -

Antes de empezar el procedimiento anterior es necesaria la identificación de la zona y de los elementos de la instalación. Si no se realiza, pueden aparecer puntos inesperados de tensión.

Ejercicio

Encuentra imágenes para cada una de las 5 reglas de oro.

10.4.2. Prevención de contactos directos Medidas preventivas para evitarlos: Aislamiento de las partes activas (R > 250 KO).

Contactos directos

Interposición de obstáculos (para evitar contactos con partes activas). Recubrir con material aislante (grados IP).

Ejercicio

Explica el significado de los dos números de grados IP.

10.4.3. Prevención de contactos indirectos Medidas preventivas para evitarlos: Impedir la aparición de defectos con aislamientos complementarios.

Contactos indirectos

Evitar el uso de tensiones peligrosas. Limitar la duración del contacto con dispositivos de corte.

Protecciones para contactos indirectos

1 Tensiones de seguridad (Clase 111), 50 ó 24 V. Clase A

~

~

2

Separación de circuitos con transformador. Las masas del circuito a utilizar no van a tierra.

3

Doble aislamiento (Clase 11); no necesitan conexión a tierra.

<1?30

4

Puesta a tierra de las masas con Interruptor Diferencial. Las masas no pueden superar los 50 ó 24 V. Receptores (Clase 1). La sensibilidad es la fuga de corriente permitida a tierra. Alta sensibilidad son 10 ó 30 mA. También se utilizan como protección adicional a los contactos directos.

5

Interruptor Diferencial de alta sensibilidad sin puesta a tierra.

c::>30

Clase B

190

Símbolo

g

<1?

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - U n i d a d 10 . Prevención de riesgos laborales y Protección amtJie, lital

Ejercicio

En instalaciones fotovoltaicas, ¿qué tipos de protecciones para

el utilizamos?

10.5. Seguridad en el montaje y mantenimiento Se ha de tener en cuenta la seguridad desde el diseño de la instalación, durante el montaje y en el funcionamiento de la instalación. Vamos a explicar las medidas concretas que se pueden tomar.

10.5.1. Seguridad en el montaje Evitar deterioro o daños en materiales. Evitar daño personal de los trabajadores o personas ajenas a la instalación.

a) Seguridad del material El instalador es el responsable de conservar el material hasta la entrega de la instalación. Algunas recomendaciones:

al) Transporte: Mantenerlo en sus cajas y embalajes originales. Respetar las indicaciones de colocación que dé el fabricante. Sujetar bien el material en el interior del vehículo de transporte y vigilar en vías en mal estado (por ejemplo, el electrolito de la batería).

a2) Almacenamiento: Almacenarlo en un lugar seguro para evitar robos, golpes o caídas. No exponerlo a condiciones climáticas adversas.

a3) Manejo: Emplear las personas y medios mecánicos necesarios. Especial cuidado al izar los paneles por su dimensión y peso (pueden dar golpes contra superficies cercanas). La superficie de los módulos no se ha de apoyar sobre superficies que puedan dañarlos (cemento, metal, etc.). Instalar primero los paneles superiores en tejados inclinados. Si se hace al revés puede caer material o herramientas sobre ellos. En una bancada de baterías poner primero alguna del centro para evitar el vuelque y estabilizar así el soporte. Las baterías tienen un peso considerable y no se recomienda su transporte y colocación manual. Se ha de vigilar que estén siempre en la posición correcta para que no le haga perder electrolito. Los acumuladores no se han de exponer durante tiempo al Sol.

b) Seguridad personal El personal técnico puede estar sometido a condiciones ambientales y de trabajo que pueden provocar situaciones de peligro.

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Unidad 10· Prevención de riesgos laborales y Protección ambiental - - - -- - -- - - - - - - - - - - - -

Recuerda ••• Durante el montaje el material se ha de transportar, almacenar y manejar de forma correcta. En trabajos de mantenimiento, se ha de revisar que esté bien fijado, que no presente deterioros y que las protecciones eléctricas funcionen correctamente. Existen medidas de seguridad generales: prevención al sol, uso de guantes, señalización, etc. Para trabajos concretos: de altura, eléctricos, sala de baterías, etc., se han de seguir las recomendaciones necesarias en cada situación.

Consideraciones y recomendaciones: Si el Sol es directo habrá descansos periódicos para evitar fatiga, deshidratación, etc. Se beberá agua (moderadamente) y se descansará a la sombra (aunque sea debajo de los módulos). Utilizar guantes de cuero para evitar cortes en manos por rebabas, etc. En trabajos de altura: Casco: para el izado del material y caída de objetos. Gafas de sol: el deslumbramiento puede provocar pérdidas de equilibrio y caídas. Cuerdas, arneses y cinturones de seguridad para prevenir caídas. Calzado para desplazarse por tejados y cubiertas. No subir al tejado si está mojado. Andamios y escaleras bien sujetos, con barandillas si es posible. Utilizar las dos manos al desplazarse. Cables de alimentación protegidos y, si fuera necesario, fijados a la pared para evitar tropiezos o enrollamientos. Si hubiera claraboyas o tragaluces se cubrirán con maderas portátiles, etc. para evitar la caída de los trabajadores. Coger peso sólo en una posición estable. La subida de material se hará con equipos elevadores adecuados, las guías se engancharán antes de izarlos. En el destino se detendrá la pieza parando la guía, no con las manos o el cuerpo. Si la superficie es inclinada se fijará la pieza y luego se soltará del equipo de elevación. Trabajos con electricidad: La línea de alimentación provisional de obra tendrá protección diferencial. La tensión de seguridad será de 50 V en alterna y continua (criterio conservador) y 24 V en locales húmedos. Así evitaremos quemaduras o electrocución. Trabajar con guantes de PVC o goma en la conexión de los conductores. Cubrir el panel, si está expuesto al Sol, con elementos opacos (cartón o manta, no plásticos) para evitar la tensión en sus terminales. En baterías se usan herramientas aisladas que no permitan el contacto accidental de los bornes y se recomienda no llevar objetos personales metálicos. Las conexiones se unirán a través de canales o tubos al cuadro de elementos de protección. Cada línea de paneles se conecta hasta los bornes de la caja de conexión del campo solar con el fusible abierto. En la conexión del campo solar se ponen primero los tubos o canales, después se pasan los cables y se conectan a los paneles siguiendo el esquema del circuito. Cada grupo de placas (subcampos) se conectan en cajas estancas sobre la línea eléctrica del campo solar y ésta va hasta el recinto que contiene los equipos de protección, control e inversores. Desde la caja de conexiones del campo irá el correspondiente conductor directo, en tubos o canales, al cuadro de entrada de los inversores. Los inversores y reguladores se montarán en su armario correspondiente o pared. Para una instalación autónoma dejaremos los cables, en el interior de tubos o canalizaciones, a punto para conectar a las baterías.

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- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - U n i d a d 10 . Prevención de riesgos laborales y Protección ambiental Para personas ajenas a la obra se delimitará y señalizará la zona de peligro por riesgos de caída de material a través de redes, cubiertas de obra, etc.

Ejercicios 1. ¿Cuándo no se ha de subir al tejado? 2. Explica brevemente como ha de estar organizada la cubierta para evitar accidentes. 3. Hacer fichas, de fácil comprensión, para el manejo de paneles, baterías y traslado de material (incluir el izado de éste).

4. ¿Qué protección para C1l1eva la línea de alimentación de obra? 5. ¿Cuáles son las tensiones de seguridad a las que se puede trabajar con guantes? 6. Explica las medidas de prevención que hay que tomar en la conexión de los paneles. 7. Explica las medidas de prevención en el conexionado de las baterías.

8. Di las medidas de seguridad para personas ajenas a la obra.

10.5.2. Seguridad con la instalación en funcionamiento a) Seguridad del material La estructura y paneles han de estar bien sujetos para soportar el viento. Si la superficie no permite soportar la máxima carga del viento, en el diseño se buscarán soluciones como ubicarlos en los lugares más resguardados, aumentar la distancia entre filas, reducir el área efectiva (impidiendo la entrada por los lados o por detrás), etc. La parte eléctrica ha de evitar daños o deterioros en aparatos y cableados, que se pueden provocar por cortocircuito, sobrecarga o sobretensión. En la parte de continua utilizaremos protecciones para este tipo de corriente. Las protecciones en baterías han de tener el poder de corte correcto para evitar un cortocircuito que cree un arco eléctrico y, junto con la atmósfera, de Aire-Hidrógeno (liberado en la carga de las baterías), cause una explosión.

b) Seguridad personal Se han de advertir y señalar todas las cajas, armarios, cuadros y elementos de protección si existen tensiones fuera de la seguridad personal. Aún así, el técnico nunca ha de suponer sino medir. En la sala de baterías se pueden producir quemaduras por Ácido y explosión por ignición de la mezcla Aire-Hidrógeno. Algunas de las medidas básicas: Acceso restringido y controlado. Ventilación adecuada (natural o artificial). Llevar ropa que evite la carga electroestática. Utilizar guantes y gafas protectoras en la medición de densidad y reposición de electrolito. La quemadura por Ácido debe lavarse abundantemente con agua (o limpiador ocular) y protegerse del contacto del aire antes de ir al médico. En la

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Unidad 10 . Prevención de riesgos laborales y Protección ambiental - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Después del 13/8/05 se utiliza el sistema de recogida selectiva que implante el fabricante, que se hará cargo de los costes de gestión. Anterior al 13/8/05 (residuo histórico) si se sustituye por uno nuevo el fabricante suministrador se hace cargo de los gastos de gestión.

Si no se cambia, el usuario paga los gastos de gestión, pudiendo entregar el equipo al sistema implantado por el fabricante o asumir él mismo la gestión (siempre que garantice el reciclaje y la información necesarias). Los aparatos a partir de este RO se marcarán para identificar a su productor y se etiquetarán con el símbolo de recogida selectiva:

Fig.10.2. Símbolo retirada selectiva.

Medidas de prevención Diseñar y producir los aparatos de forma que se facilite su desmontaje, reparación y, en particular, su reutilización y reciclaje. Proporcionar a los gestores de residuos información que permita la identificación de materiales reutilizables y recicla bies. Así como las sustancias y preparados peligrosos. Informar a los usuarios para una correcta gestión ambiental de los residuos de aparatos.

b) Acumuladores y gestión ambiental de sus residuos Las baterías de Plomo y Ni-Cd se clasifican como residuos peligrosos. La recogida y su traslado a las plantas de tratamiento y reciclaje será responsabilidad del productor. Es gratuito para el cliente. El fabricante se encargará a título propio o contratará un servicio externo.

Medidas de prevención Promover la investigación y mejoras en el rendimiento ambiental de baterías durante su ciclo de vida. Fomentar el desarrollo de nuevas tecnologías de tratamiento y reciclaje. Promover que las instalaciones de tratamiento utilicen los mejores procedimientos de gestión ambiental. Promover la recogida de residuos de acumuladores y fomentar las baterías menos contaminantes.

c) Generación de residuos en la realización de obras Los residuos se clasifican en dos grupos: especiales y no especiales, según la peligrosidad de sus componentes. Se separarán en la misma obra a través de contenedores que identifiquen claramente el tipo de residuo (plásticos, hierro, etc.). En el caso de caída accidental de cemento se retirará el trozo de suelo afectado y se echará al contenedor correspondiente. Si la caída es de gasoil, aceite, etc. se saneará el terreno y se retirarán los residuos especiales a través de un gestor autorizado. Los gestores de residuos se encargaran de la valorización (reutilización), reciclaje, etc. La empresa que ha generado los residuos será la responsable final de que el proceso sea correcto.

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- - -- - - - - -- -- - - - -----Unidad 10 . Prevención de riesgos laborales y Protección ambiental

Ejercicios 1. ¿Qué son los RAEE?

2. ¿Dónde se depositan los RAEE de origen doméstico?

3. ¿Dónde se depositan los RAEE de origen profesional? 4. ¿Para qué crees que sirve la recogida selectiva? 5. ¿Quién es el responsable de los residuos de los componentes de una instalación? ¿y durante la obra? 6. Di alguna de las medidas de prevención que se pueden tomar para mejorar la protección ambiental. 7. ¿De qué se encargan en los sistemas de gestión de residuos?

8. Explica brevemente como se realiza el control de residuos en una obra.

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INSTALACIONES-SOLARES-FOTOVOLTAICAS-MARCOMBO.pdf

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